ESTUDIO DE LA FORMACIÓN PIMIENTA PARA EVALUAR SU POTENCIAL COMO UN YACIMIENTO NO CONVENCIONAL DEL...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

“La Técnica al Servicio de la Patria”

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA U N I D A D T I C O M Á N

“C I E N C I A S D E L A T I E R R A”

ESTUDIO DE LA FORMACIÓN PIMIENTA PARA EVALUAR

SU POTENCIAL COMO UN YACIMIENTO NO

CONVENCIONAL DEL TIPO SHALE GAS/OIL;

IMPLICACIONES Y APORTACIONES.

T E S I S QUE PARA OBTENER EL TITULO DE

I N G E N I E R O G E Ó L O G O

PRESENTA:

M A R I O M A R T Í N E Z Y Á Ñ E Z

ASESOR INTERNO:

ING. MARIANA OLVERA BADILLO

ASESOR EXTERNO:

M. en C. RAND GARDNER

ABRIL DE 2015, MÉXICO D.F.

Dedicatoria

“La Técnica al Servicio de la Patria” i

Con todo mi amor, quiero dedicar este trabajo a…

Mis padres: Adolfo y Roció, quienes junto a Dios, han sido el pilar y centro de mi

existencia, gracias por darme amor, vida y valores. Los amo con todo mí ser por ser las

grandes personas que son.

Mi prometida: Fernanda, quien es mi presente y mi futuro y con quien deseo honrar a

nuestras familias a través de una vida digna y llena de frutos para compartir con los demás.

Te amo Infinitamente mi lindo Amor.

Mi Hermano: Eduardo, quien ha sido mi mejor amigo y una de las personas que más

admiro y respeto, y quien ha sido para mí una compañía invaluable en estos últimos años.

Te amo Wualos.

Mi Hermana Itzel y mi cuñado Tadeo, quienes siempre me han demostrado cariño y

respeto y con quienes sé que puedo contar siempre por el amor que se tienen entre ambos.

Los amo.

Mi hermana Meztli, de quien siempre he recibido amor y apoyo ya que en ella siempre ha

existido un alma buena y cariñosa, lista para ser evocada y salir a dar lo mejor de sí.

Te amo Mequina.

Y finalmente, al regalo más hermoso que Dios nos ha dado hasta el día de hoy, Ayelén, el

angelito que nos cambió maravillosamente la vida. Te amo muñequita hermosa.

… Sin Ustedes yo no sería nada de lo que soy …

Agradecimientos

“La Técnica al Servicio de la Patria” ii

Por las enseñanzas, amistades, experiencias y consejos, deseo agradecer infinitamente:

Al Instituto Politécnico Nacional, mi Alma Mater, por otorgarme desde mi

adolescencia las herramientas profesionales para desarrollarme, por

inculcarme que mis conocimientos debo ponerlos al Servicio de la Patria

para así mejorar el bienestar social de mi nación. También agradezco a

esta gran institución por permitirme conocer a tan entrañables y amados

amigos y colegas como lo son: Ana Rocha, Eddie Becerra, Lic. Susana

Pimentel, Lic. Ene Tapia, Beatriz Hernández, Ing. Manuel Vallejo,

Alejandra Granados, Ing. Israel Valencia, Jorge Rodríguez y Tatiana

Ramírez, Enrique Díaz, Aydee Hidalgo, David Amador, Ing. Juan Valerio,

Lic. Álvaro Posadas, Ing. Marco Oliva, Ing. Ismael Soriano, Ing. Isaac,

Fabián Martínez, Ing. Roció León, Ing. Leydi Isidro, Roció Carbajal,

Ing. Karina Cruz, Ing. Ernesto Juárez, Diego Chable, Ing. Adriana Porras,

Ing. Rosario Pacheco, Ing. Angélica Valverde, Elena Cepeda y Olivia

Flores, de quienes siempre vi un ejemplo, sentí cálidas palabras y quienes

me brindaron toda su confianza y apoyo.

A BP México y BP U.S.A., en especial al Ing. Alfredo García, Lic. Basilio

Falcón, Lic. Elizabeth Flores, Lic. Denisse Ruiz, PhD. Scott Staerker,

MsC. Rand Gardner, MsC. Charlotte Atteck y PhD. Art Donovan, quienes

sin saber nada más que mi nombre y formación académica, me

brindaron toda su amistad y confianza, así como su apoyo incondicional

para lograr el presente trabajo, y de quienes obtuve invaluables consejos

y experiencias. Mil gracias por esta oportunidad que me han brindado y a

la cual espero haber correspondido de la mejor manera.

A la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura, Unidad Ticomán

“Ciencias de la Tierra”. Por forjarme como un profesionista íntegro y por

permitirme conocer y practicar lo que indudablemente es mi vocación

profesional, de la cual ahora puedo decir que es parte esencial de mi

vida. En especial deseo agradecer a los profesores que hicieron el gran

honor de ser mis sinodales, como lo son: Ing. Guillermo Tarango,

Ing. Alfredo Carmona y Ing. Víctor Hernández; así mismo deseo

agradecer a los profesores que más influyeron en mi persona dentro de la

carrera como lo son: el Ing. Camilo Yáñez, Dr. Jorge Jacobo, Ing. Luis

Ortiz (†), Ing. Juan Castán, M. en C. Roberto Zuñiga, M. en C. Jorge

Menguelle, Ing. Alfredo Alanís, Dr. Guillermo Woolrich, Bio. Luis Avila,

Ing. Manuel Escalante (†), Dr. Rueda Gaxiola, Ing. Regino Trinidad,

Ing. Arturo Jiménez, Ing. Teófilo Hernández, Dr. Enrique Coconi,

Ing. Efrén Murillo, Ing. Elda Ordaz y la Dr. Maria Eugenia, sin embargo

Agradecimientos

“La Técnica al Servicio de la Patria” iii

deseo agradecer con mayor énfasis y especial cariño a la Ing. Mariana

Olvera, al Ing. Rene Téllez y al M. en I. Carlos Tejeda, quienes desde que

me conocieron siempre creyeron en mis capacidades y en mi palabra, y

sobretodo quienes siempre vieron en mi a la persona antes que a el

profesionista, muchas gracias por darme siempre su voto de confianza, su

amistad y el respeto de colegas.

Al Ing. Jesús Mendoza, de Schlumberger, quien me brindo tiempo,

escucha y conocimientos para la realización de este trabajo. Gracias Ing.

por ser un guía en mi formación como profesionista.

A la Dr. Mayahuel Ortega y al Dr. José Andraca del Centro de

Nanociencias y Micro y Nanotecnologías, por asesorarme y brindarme

una excelente estancia durante la realización de los estudios hechos en

las instalaciones de dicho centro, para lograr parte de los resultados del

presente trabajo. “Se reconoce el apoyo experimental del CNMN‐IPN en la

realización de los trabajos presentados.”

A la Ing. Lourdes Clara, Ing. Karina Uribe, Ing. Katya Leal, Ing. Oscar

Gutiérrez, Ing. Rene Delgado, Dr. Hilarión Sánchez, Ing. José A. Torres y

al Ing. Rogelio Ramos de PEMEX Exploración y Producción, por

brindarme sus mejores consejos y asesorías para lograr el presente

trabajo, así como demostrarme un compañerismo sincero.

Al Ing. Oscar Martínez de la Escuela Superior de Ingeniera “Lic. Adolfo

López Mateos” de la Universidad Autónoma de Coahuila, por facilitarme

y brindarme los servicios para lograr parte de los estudios necesarios

para el presente trabajo.

Al Ing. Fernando García y a todo el equipo de Geología de la Compañía

Minera Sabinas, de Industrias Peñoles, por permitirme realizar prácticas

profesionales bajo su supervisión, las cuales fueron de un invaluable

valor profesional y académico.

Al M. en C. Gerardo Cifuentes, Lic. Silvia Lovera, Lic. Alondra Gil,

Lic. Karla, Lic. Alma Jiménez, M. en C. Abigail Jiménez, Lic. Víctor Mora,

Carlos Mora, Miguel Mora y en especial al Dr. Juan C. Mora Chaparro,

así como a la Ing. Marybeth Hernández del Instituto de Geofísica de la

UNAM, por brindarme todo el apoyo y las mejores condiciones de

trabajo durante la realización de mi Servicio Social, el cual fue un

parteaguas en mi desarrollo profesional.

Agradecimientos

“La Técnica al Servicio de la Patria” iv

Al Dr. Rafael López, del Instituto de Geología de la UNAM, por

brindarme su amistad, conocimientos y apoyo en la realización de la

parte final de mi trabajo.

A los Misioneros, Voluntarios y Amigos que conforman a la Comunidad

Misionera de Villaregia, quienes han sido una guía espiritual, consejo

fraternal, y lazo que me ha unido a Dios.

A mis Abuelitos, Tíos, Primos y demás Amigos que durante la realización de esta tesis y

el tiempo que estudie esta ingeniería, me dieron palabras de aliento, apoyo y tiempo,

estando siempre a mi lado, mil gracias.

Y sobre todo, quiero agradecerle a Dios por depositar en mí esta pasión por la

Geología, por darme los dones necesarios para conocer a cada una de las personas

que han cambiado mi vida, por las experiencias que ha permitido que yo viva y sobre

todo, por siempre estar a mi lado siendo mi guía…

“Jesús está vivo y me ha tomado de su mano”

Resumen

“La Técnica al Servicio de la Patria” v

Resumen.

La Formación Pimienta de edad Jurásico Tardío (Tithoniano) es la principal roca

generadora de México, ya que se ha comprobado su afinidad con varios de los yacimientos de

hidrocarburos que son explotados en las provincias petroleras circundantes al Golfo de México.

Por dichas razones se proyecta como una formación con potencial para ser desarrollada

como un yacimiento del tipo Shale Gas/Oil; por lo tanto en recientes años ha sido de gran

interés petrolero realizar en áreas aledañas a los campos productores de esta planicie costera,

estudios geológicos, geofísicos y geoquímicos con el fin de caracterizar a esta unidad geológica

y así poder extraer a corto plazo los hidrocarburos que yacen in situ en estas rocas, los cuales

deberán extraerse de una forma no convencional y a costos rentables.

En contribución a lo anterior, para el presente trabajo se realizó una serie de estudios

de campo y laboratorio en las rocas que esta formación exhibe en un afloramiento del Cinturón

Plegado del a Sierra Madre Oriental sector Huayacocotla, los cuales consistieron en:

Descripción Litológica, Descripción Sedimentaria, Espectrometría de Minerales Radiactivos,

Petrografía Sedimentaria, Pirolisis Rock Eval, Petrografía Orgánica, Difracción de Rayos X y

Microscopia Electrónica de Barrido.

De los resultados obtenidos a partir de los 848 estratos registrados y las 88 muestras

analizadas, se determinó que la Formación Pimienta en la superficie del área referida es una

unidad geológica que posiblemente tenga potencial regular para generar Gas Seco, además de

haberse identificado en esta las características que favorecen y las que dificultan la extracción

no convencional de hidrocarburos.

Posteriormente se comparó dicha información teniendo como marco de referencia los

resultados provenientes de los estudios a los que la referida formación pero del subsuelo de la

Provincia Petrolera Tampico-Misantla ha sido sometida, para de este modo evaluar

consistentemente el potencial y las características obtenidas; generando así un panorama

semi-regional del comportamiento de estas rocas de edad Tithoniana; además de establecer

una correlación entre ambas provincias geológico-petroleras.

Adicionalmente se aportan nuevos datos respecto al ambiente de depósito, secuencia

estratigráfica y modelo sedimentario que dieron origen a las rocas de la Formación Pimienta,

ampliando así los conocimientos científicos que se tienen a la fecha.

Finalmente, se propone una nueva clasificación de los recursos no convencionales de

aceite y gas, así como una nueva traducción (no literal) y definición en español del término en

ingles Shale Gas/Oil.

Abstract

“La Técnica al Servicio de la Patria” vi

Abstract.

The Pimienta Formation of Late Jurassic (Tithonian) is the principal source rock of Mexico, as it

has proven its to be related to several of hydrocarbon deposits that are exploited in the oil

provinces surrounding the Gulf of Mexico.

This is one of the reasons it is considered a formation with potential to be developed as

Shale Gas/Oil reservoir. Therefore, in recent years, there has been a great interest in this

formation, in the areas surrounding the producing oil fields on the coastal plain and geological,

geophysical and geochemical studies to characterize this geologic unit to extract in situ

hydrocarbons in these rocks, which must be extracted in an unconventional way to make a

profit.

In pursuit of the above, this thesis consists of a series of field and laboratory studies on a

Pimienta outcrop in the Fold-Belt of Sierra Madre Oriental, in the Huayacocotla sector. These

studies consisted of: Lithological Description, Sedimentary Description, Radioactive Mineral

Spectroscopy, Sedimentary Petrography, Pyrolysis Rock Eval, Organic Petrography, X-ray

Diffraction and Scanning Electron Microscopy.

From the results obtained from 848 beds described and 88 samples analyzed, it was determined

that the Pimienta Formation in the study area is a geologic unit that may have potential to

generate Dry Gas. Furthermore, this work identifies the geologic features that favor and hinder

unconventional hydrocarbon extraction.

This information was compared to subsurface data in the prolific petroleum province of

Tampico-Misantla to thereby consistently assess the hydrocarbon potential and the geological

characteristics documented in this paper, thus generating a semi-regional understanding of

these rocks of Tithonian age; and establishing a correlation between the two geological

provinces.

Additionally, new data is provided regarding the depositional environment, sequence

stratigraphy and sedimentary model describing the Pimienta Formation, expanding on the

previous geologic understanding of this formation.

Finally, a new classification for unconventional oil and gas resources, as well as a new

translation (not literal) and definition in Spanish of the term in English Shale Gas/Oil are

proposed.

ÍNDICE

“La Técnica al Servicio de la Patria” vii

ÍNDICE GENERAL

Introducción. ________________________________________________________________________ 1

Capítulo 1. Generalidades. _____________________________________________________________ 3

1.1. Justificación. ........................................................................................................................................3

1.2. Hipótesis. .............................................................................................................................................3

1.3. Objetivos. .............................................................................................................................................4

1.4. Metodología de trabajo. ......................................................................................................................5

1.5. Localización. .........................................................................................................................................6

1.6. Antecedentes en México de Yacimientos no Convencionales. ..........................................................8

1.7. Uso y traducción del Shale Gas/Oil. ................................................................................................. 10

Capítulo 2. Recursos no convencionales. _________________________________________________ 14

2.1. Tipos de Recursos no convencionales. ............................................................................................. 17

2.2. Clasificación de los Recursos no convencionales. ............................................................................ 19

2.3. Hidrocarburos en Roca Generadora (Shale Gas/Oil). ...................................................................... 21

2.3.1. Estudios para la evaluación de un Play no convencional del tipo HRG. ................................... 22

Capítulo 3. Marco geológico de la Formación Pimienta. ______________________________________ 33

3.1. Distribución geográfica de la Formación Pimienta como roca generadora. ................................... 33

3.2. Descripción litológica. ....................................................................................................................... 35

3.3. Ambiente de depósito. ..................................................................................................................... 37

3.4. Geoquímica Orgánica. ...................................................................................................................... 38

3.5. Contenido Paleontológico. ............................................................................................................... 39

3.6. Paleogeografía del Tithoniano en México y el Golfo de México. .................................................... 40

3.7. Formación Tamán (Jurásico Tardío – Kimmeridgiano, 157 – 152 m.a.). ......................................... 43

3.8. Formación Tamaulipas Inferior (Cretácico Temprano – Berriasiano, 145 – 139 m.a.) ................... 43

Capítulo 4. Características del Play no convencional Tithoniano en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental sector Huayacocotla. _________________________ 44

4.1. Provincia Petrolera Tampico-Misantla. ............................................................................................ 44

4.1.1. Evolución tectónica. .................................................................................................................. 45

4.1.2. Columna estratigráfica. ............................................................................................................. 46

4.1.3. Características del Play no convencional Tithoniano. .............................................................. 48

4.2. Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental sector Huayacocotla. .............................................. 51

4.2.1. Evolución tectónica ................................................................................................................... 51

4.2.2. Columna estratigráfica. ............................................................................................................. 52

Capítulo 5. Resultados de las actividades en campo y laboratorio. ______________________________ 53

5.1. Resultados de las actividades de campo. ......................................................................................... 53

5.1.1. Descripción litológica. ............................................................................................................... 54

ÍNDICE

“La Técnica al Servicio de la Patria” viii

5.1.2. Descripción Sedimentológica. ................................................................................................... 59

5.1.3. Espectrometría de minerales radiactivos (K, U y Th). ............................................................... 61

5.2. Resultados de las actividades en Laboratorio. ................................................................................. 65

5.2.1. Petrografía Sedimentaria. ......................................................................................................... 66

5.2.2. Pirolisis Rock Eval. ..................................................................................................................... 74

5.2.3. Petrografía Orgánica. ................................................................................................................ 75

5.2.4. Difracción de Rayos X. ............................................................................................................... 77

5.2.5. Microscopia Electrónica de Barrido. ......................................................................................... 79

Capítulo 6. Integración y evaluación de resultados. _________________________________________ 82

6.1. Integración. ....................................................................................................................................... 82

6.1.1. Delimitación de formaciones, miembros y unidades. .............................................................. 82

6.1.2 Características obtenidas de la Formación Pimienta. ............................................................... 85

6.1.3. Potencial de la Formación Pimienta en el área de estudio como un yacimiento no convencional del tipo “Hidrocarburos en Roca Generadora o Shale Gas/Oil” .................................. 93

6.2. Evaluación. ........................................................................................................................................ 96

6.2.1. Comparativa entre las características de la Formación Pimienta en superficie (CPSMO-H) y subsuelo (PPT-M). ............................................................................................................................... 96

6.2.2. Evaluación de las características de la Formación Pimienta en el lugar de estudio. ............... 99

Capítulo 7. Interpretación geológica de los resultados. ______________________________________ 100

7.1. Secuencia Estratigráfica del lugar de estudio. ............................................................................... 100

7.2. Descripción de los Ambientes sedimentarios establecidos para el lugar de estudio. .................. 112

7.3. Modelo Sedimentario. .................................................................................................................... 116

Capítulo 8. Conclusiones y Recomendaciones. ____________________________________________ 119

8.1. Conclusiones ................................................................................................................................... 119

8.2. Recomendaciones. ......................................................................................................................... 121

Bibliografía. _______________________________________________________________________ 122

Anexos. __________________________________________________________________________ 127

Descripción Litológica (con texturas incluidas) y Sedimentaria, Sucesiones Estratigráficas, Curva Gamma Ray, Formaciones, Miembros y Unidades. .............................................................................. 127

Datos obtenidos de la Espectrometría de Minerales Radiactivos. ....................................................... 131

Microfotografías de la Petrografía Sedimentaria. ................................................................................. 134

Graficas de la Pirolisis Rock Eval. ........................................................................................................... 144

Resultados de la Petrografía Orgánica. ................................................................................................. 147

Microfotografías de la Petrografía Orgánica. ........................................................................................ 151

Resultados de la Difracción de Rayos X. ................................................................................................ 153

Imágenes de la Microscopia Electrónica de Barrido. ............................................................................ 176

ÍNDICE

“La Técnica al Servicio de la Patria” ix

ÍNDICE DE FIGURAS.

Figura 1. Cuencas a nivel mundial donde existen recursos no convencionales del tipo Shale Gas/Oil (tomada de Boyer C. et al, 2011). 1

Figura 2. Áreas/Bloques en Tampico-Misantla con recursos no convencionales de Shale Gas/Oil prospectivos y reservas 2P. A la izquierda las áreas otorgadas a PEMEX de acuerdo a la Ronda 0, a la derecha los bloques para licitación de acuerdo a la Ronda 1 (imágenes tomadas de los resultados de Ronda 0 (2014) y Ronda 1 (2014)). 2

Figura 3. Diagrama en flujo de la metodología de trabajo. 5

Figura 4. Mapa de localización del área de estudio (base topográfica tomada del Simulador de Flujos de Agua de Cuencas Hidrográficas del INEGI, 2014). En rojo el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental sector Huayacocotla (CPSMO-H) y la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (PPT-M), en gris las Provincias Geológicas de: 1) Plataforma Valles-San Luis Potosí, 2) Complejo Volcánico Zacatecano, 3) Faja Volcánica Transmexicana, 4) Cinturón Extensional Quetzalcóatl, 5) Burgos, 6) Alto de Tamaulipas, y 7) Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental. 7

Figura 5. Litoestratigrafía y Rayos Gamma Espectrales en un afloramiento de la Fm. Eagle Ford (Cretácico Superior) en la localidad conocida como Antonio Creek, al sur de Texas, E.U.A (tomada de Gardner et al., 2013). 12

Figura 6. Triangulo de los recursos de petróleo y gas (modificada de Holditch A.S., 2011). 14

Figura 7. Clasificación de los recursos no convencionales. 20

Figura 8. Diagrama de Van Krevelen (tomado de www.chemterra.com). 24

Figura 9. La vitrinita en el carbón bituminoso. La cantidad de luz reflejada por los macérales de la vitrinita constituye una prueba clave para determinar la madurez térmica de una roca (tomada de McCarthy et al., 2011). 26

Figura 10. Ejemplo de una gráfica de Difracción de Rayos X. 27

Figura 11. Imagen obtenida con el Microscopio Electrónico de Barrido donde se observa una muestra de la formación Eagle Ford. 28

Figura 12. Diagrama ternario para las características de procedencia del sedimento con respecto a las cantidades Potasio (K), Uranio (U) y Torio (Th) (modificado de Paxton, (Draft)). 29

Figura 13. Ejemplo de la utilización de algunos registros geofísicos en un Play convencional en Cuencas del Sureste (tomada de Martínez-Yáñez et al., 2014). 31

Figura 14. Imagen de una prueba para determinar Modulo de Young y Relación de Poisson en una muestra de núcleo (tomada de www.proetisa.com). 31

Figura 15. Distribución geográfica de la Fm. Pimienta como roca generadora de hidrocarburos en los 2 principales sistemas petroleros de México (modificado de PEMEX, 2010). En rojo la Provincia Petrolera Tampico-Misantla y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental sector Huayacocotla. 33

Figura 16. Componentes litológicos de la Fm Pimienta en las cercanías de Huehuetla, Hidalgo. Ws= Wackestone, Lut= Lutita, Bnt= Bentonita. 36

Figura 17. Batimetría y Ambientes carbonatados; ejemplos para los ambiente de depósito de la Fm. Pimienta propuestos por diferentes autores (modificada de Nichols G., 2009). 38

Figura 18. Paleogeografía del Tithoniano en México y Golfo de México (modificada de López-Ramos, 1981; Pindell, 1985; PEMEX, 1988; Vrielynck, 2003; Iturralde-Vinent, 2004-2005; Padilla y Sánchez, 2007). I.C.: Isla de Coahuila, PV-SLP: Plataforma Valles-San Luis Potosí, A.T.: Alto de Tamaulipas, M.T.: Macizo de Teziutlán, F.O.: Faja de Oro. En rojo PPT-M: Provincia Petrolera Tampico-Misantla, CPSMO-H: Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental sector Huayacocotla. 41

Figura 19. Elementos y Eventos del sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) en la Provincia Petrolera Tampico Misantla (tomada de PEMEX, 2010). 44

Figura 20. Perfil esquemático de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla, donde se muestran las unidades litoestratigráficas; en azul claro la Fm Pimienta (tomada de PEMEX, 2010). 46

Figura 21. Correlación regional de la curva Gamma Ray de la formación Pimienta en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (modificado de PEMEX, 2012). 48

http://www.proetisa.com/

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“La Técnica al Servicio de la Patria” x

Figura 22. Sección esquemática estructural de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla donde se observa los espesores correspondientes al Play no convencional Tithoniano de la Fm Pimienta (modificada de PEMEX, 2012). 49

Figura 23. Zona de generación de hidrocarburos en las rocas del Tithoniano de la Provincia Petrolera Tampico Misantla (modificada de PEMEX, 2012). 50

Figura 24. Características del afloramiento y principales equipos utilizados. a) Echado de capa y pendiente en el afloramiento, b) Báculo de Jacob y c) RS-121 Super Gamma Scintillomete. 53

Figura 25. Algunas de las litologías descritas en campo vistas bajo el microscopio estereoscópico. a) Caliza cristalina de color gris claro, b) Caliza semi-arcillosa de color gris, c) Caliza arcillosa de color gris obscuro con pocos microfósiles, d) Caliza arcillosa de color gris obscuro con abundantes microfósiles, e) Caliza arenosa de color gris claro, f) Lutita calcárea de color gris obscuro en contacto con una Lutita de color negro, g) Dolomita recristalizada, h) Depósito vulcanosedimentario. 55

Figura 26. Esquema de la distribución litológica descrita en campo, así como los intervalos litológicos. 58

Figura 27. Estructuras sedimentaras observadas en campo. a) Estratificación paralela o laminar, b) canal, c) hummocky, d) rizaduras por corriente. 59

Figura 28. Intervalos litológicos y estructuras sedimentarias presentes en la sección medida en campo. 60

Figura 29. Curvas de las cantidades de Potasio (K), Uranio (U) y Torio (Th) con respecto a la sección medida. 61

Figura 30. Diagrama ternario Potasio (K) – Uranio (U) – Torio (Th). En rojo se observa graficados los 321 puntos analizados con el RS-121, de acuerdo a las cantidades de dichos minerales. 62

Figura 31 Curvas de las cantidades de: Potasio (K), Uranio (U) y Torio (Th) así como de las relaciones Th/U y Th/K. En este último los cuadros de color gris oscuro indican abundancia absoluta, los rectángulos de color gris indican abundancia relativa, mientras que los rectángulos de color gris claro indican mezcla de arcillas. 63

Figura 32. Curva Gamma Ray de la sección medida. En esta imagen se observa cómo se puede dividir la sección medida en intervalos definidos por el comportamiento de la gráfica de los valores de GR. 64

Figura 33. Microfotografías vistas con luz paralela con los Fósiles encontrados en lámina delgada. Los más abundantes y que más variedades presentan son los Radiolarios (Rd): a) solidificado por fuera y calcificado por dentro, visto en corte horizontal (Pim-113), b) sin alguna mineralización, visto en corte horizontal (Pim-118), c) piritizado, visto en corte horizontal (Pim-113), d) calcificado, visto en corte horizontal (Pim-130), e) sin mineralización, visto en corte frontal (Pim-93), seguido de Calpionélidos (Cp) vistos en secciones frontal (T) y horizontal (H) (Pim-12), Ostrácodos (Os) (Pim-14), Saccocoma (Sc) i) calcificado, visto en corte frontal (Pim-99), j) calcificado, visto en corte frontal (Pim-88), k) calcificado, visto en corte frontal (Pim-148), así como Foraminíferos bentónicos (Fb) f) calcificado, visto en corte frontal (Pim-16), g) calcificado, visto en corte frontal (Pim-148) y h) calcificado, visto en corte frontal (Pim-123). 66

Figura 34. Microfotografías (2.5x) con las texturas observadas en lámina delgada. a) mudstone-wackestone micrítico de calpionélidos (Pim-0), b) wackestone moderadamente arcilloso de calpionélidos (Pim-14), c) wackestone-packstone micrítico-arcilloso de radiolarios (Pim-68), d) packstone micrítico-arcilloso de radiolarios (Pim-138), e) lutita calcárea de saccocoma (Pim-145), f) wackestone-packstone micrítico-arcilloso de radiolarios en contacto erosivo con una lutita negra de saccocoma y radiolarios (Pim-148), g) depósito vulcanosedimentario (Pim-149) y h) wackestone-packstone esparítico arenoso(Pim-46). 71

Figura 35. Microfotografías con los ejemplos de los minerales y materia orgánica presentes en láminas delgadas. i) fragmento de cuarzo visto con luz polarizada en la lámina Pim-23, j) fractura rellena de calcita vista con luz paralela en la lámina Pim-16, k) cristal de pirita euhedral visto con luz paralela en la lámina Pim-14 y l) materia orgánica agrupada en una estilolita vista con luz paralela en la lámina Pim-93. 72

Figura 36. Elementos observados y determinados de la petrografía sedimentaria, esto con respecto a la sección medida. 73

Figura 37. Micrografía con los macérales observados en el estudio de Petrografía Orgánica. La imagen de vitrinita corresponde a la muestra Pim-143, mientras que la de inertinita corresponde a la muestra Pim-23. 75

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“La Técnica al Servicio de la Patria” xi

Figura 38. Resultados del estudio de Pirólisis Rock Eval y Petrografía Orgánica graficados con respecto al punto en la sección medida. La línea punteado de color rojo dentro del carril de T-max indica el inicio de la ventana de generación de aceite, mientras que la línea de color magenta en el carril de %Ro indica la frontera entre inmadurez y madurez térmica. 76

Figura 39. Resultados del estudio de Difracción de Rayos X graficado con respecto al punto de la sección medida en que fue tomada cada muestra analizada. El contenido de arcillas incluye las cantidades obtenidas de montmorillonita, illita, glauconita y caolinita. 78

Figura 40. Imágenes obtenidas del MEB de la muestra Pim-23. En color rosa las áreas donde existe microporosidad intergranular, en verde fracturamiento natural, en rojo el diámetro de los poros con sus respectivas magnitudes en amarillo. 79

Figura 41. Imágenes obtenidas del MEB de la muestra Pim-68. En color rosa las áreas donde existe microporosidad intergranular incomunicada, en verde el diámetro de micro poros de origen orgánico, en rojo el diámetro de micro poros, ambos con sus respectivas magnitudes en amarillo y en color azul fuerte posiblemente kerógeno. 80

Figura 42. Imágenes obtenidas del MEB de la muestra Pim-138. En color rosa las áreas donde existe poca microporosidad intergranular, en verde fracturamiento natural, en rojo el diámetro de los poros con sus respectivas magnitudes en amarillo; en morado un radiolario silicificado. 81

Figura 43. Formaciones, miembros y unidades determinados en la sección medida en campo. Integración de los resultados obtenidos de la descripción litológica y sedimentaria, así como los correspondientes a la curva Gamma Ray y petrografía sedimentaria. 83

Figura 44. Características litológicas, sedimentarias y petrográficas del Miembro A de la Fm. Pimienta. 85

Figura 45. Gamma Ray, Pirolisis Rock Eval y Petrografía Orgánica del Miembro A de la Fm. Pimienta. 86

Figura 46. Contenido mineralógico y tipo de microporosidad del Miembro A de la Fm. Pimienta. 86

Figura 47. Características litológicas, sedimentarias y petrográficas del Miembro B de la Fm. Pimienta. 87

Figura 48. Gamma Ray, Pirolisis Rock Eval y correlación de los valores de %Ro del Miembro B de la Fm. Pimienta. 88

Figura 49. Contenido mineralógico y tipo de microporosidad del Miembro B de la Fm. Pimienta. 89

Figura 50. Características litológicas, sedimentarias y petrográficas del Miembro C de la Fm. Pimienta. 90

Figura 51. Gamma Ray, Pirolisis Rock Eval y Petrografía Orgánica del Miembro C de la Fm. Pimienta. 91

Figura 52. Contenido mineralógico y tipo de microporosidad del Miembro C de la Fm. Pimienta. 91

Figura 53. Síntesis de las principales características de la Fm. Pimienta en el lugar de estudio. 92

Figura 54. Posibilidades de éxito de la Fm. Pimienta como un yacimiento HRG en relación a las características determinadas en el presente estudio. 95

Figura 55. Comparación de la curva Gamma Ray de la Fm Pimienta en el CPSMO-H con su homóloga de la PPT-M. 97

Figura 56-A. Esquema ilustrativo de la Secuencia Estratigráfica determinada a partir únicamente de la interpretación litológica y el establecimiento de facies relacionadas a las calizas fosilíferas descritas en la sección medida en campo para el periodo Kimmeridgiano. En esta imagen se enfatiza la topografía, aun abrupta, sobre la cual se comenzó a depositar los sedimentos que posteriormente formaran parte de la Fm. Pimienta, así como las diferentes formaciones y/o litologías sobre las que yace actualmente. 104

Figura 56-B. Esquema ilustrativo de la Secuencia Estratigráfica determinada a partir únicamente de la interpretación litológica y el establecimiento de facies relacionadas a las calizas fosilíferas descritas en la sección medida en campo para la unidad inferior (C) de la Fm. Pimienta. En esta imagen se observa como el avance de la trasgresión marina permitió que se depositara una secuencia de carbonatos típica de una rampa carbonatada, la cual probablemente se veía afectada batimétricamente por las irregularidades de la topografía preexistente. Lo anterior se propone con base en las diferentes texturas que presenta la Fm. Pimienta dentro del territorio Mexicano. 105

ÍNDICE

“La Técnica al Servicio de la Patria” xii

Figura 56-C. Esquema ilustrativo de la Secuencia Estratigráfica determinada a partir únicamente de la interpretación litológica y el establecimiento de facies relacionadas a las calizas fosilíferas descritas en la sección medida en campo para la unidad media (B) de la Fm. Pimienta. En esta imagen se observa de nuevo el avance de la trasgresión marina hacia el W, la cual aunada a la sedimentación del periodo, empezó a suavizar la topografía preexistente disminuyendo así los múltiples entornos depositacionales y favoreciendo por el contrario a una sedimentación típica de plataforma carbonatada. 106

Figura 56-D. Esquema ilustrativo de la Secuencia Estratigráfica determinada a partir únicamente de la interpretación litológica y el establecimiento de facies relacionadas a las calizas fosilíferas descritas en la sección medida en campo para el miembro superior (A) de la Fm. Pimienta. En esta imagen se resaltan dos hechos importantes: el primero relacionado con el aumento en los niveles de oxígeno registrado principalmente en los estratos de la unidad A-3 y los correspondientes a la Fm Tamaulipas Inf., y segundo probablemente para finales de este periodo (Tithoniano) la topografía resultante del avance de la transgresión marina y la sedimentación de plataforma carbonatada, suavizando la topografía de todo el oriente del actual territorio Nacional, lo que comprende a la PPT-M y el CPSMO-H. 107

Figura 56-E. Esquema ilustrativo de la Secuencia Estratigráfica determinada a partir únicamente de la interpretación litológica y el establecimiento de facies relacionadas a las calizas fosilíferas descritas en la sección medida en campo para el periodo correspondiente la Fm. Tamaulipas Inf. En esta imagen se observa cómo es que probablemente para este periodo de tiempo geológico la mayoría de los paleo-elementos positivos del lugar fueron cubiertos parcial o totalmente por la trasgresión marina, depositando así grandes áreas con carbonatos ricos en fósiles. 108

Figura 57. Síntesis de la Secuencia estratigrafía de la Fm. Pimienta en el lugar de estudio. 111

Figura 58. Esquema ilustrativo del ambiente de Cuenca Profunda Distal, identificada para la parte superior de la Fm Tamán y la parte Inferior de la Fm Pimienta. 112

Figura 59. Esquema ilustrativo del ambiente de Rampa Hemipelágica identificada para los miembros B y A de la Fm. Pimienta. 114

Figura 60. Esquema ilustrativo del ambiente de Cuenca Abierta Pelágica identificada para la unidad A1 de la Fm. Pimienta y los estratos registrados que corresponden a la Fm. Tamaulipas Inferior. 115

Figura 61. Perfil esquemático del Modelo Sedimentario para el área de estudio. En este se observa la interacción de un Estuario con ambientes marinos, tal y como lo indican las evidencias determinadas a partir de los estudios realizados para el desarrollo del presente texto. 118

ÍNDICE

“La Técnica al Servicio de la Patria” xiii

ÍNDICE DE TABLAS.

Tabla 1. Elementos del Sistema Petrolero (S-P) que se hacen presente en cada uno de los diferentes recursos de petróleo y gas. RG= Roca Generadora, RA= Roca Almacén, RS= Roca Sello, MG= Migración, TR= Trampa y T-T= Tiempo-Temperatura. 16

Tabla 2. Impedimentos que influyen en los recursos no convencionales. 17

Tabla 3. Características de un Play no Convencional del tipo HRG. 21

Tabla 4. Identificación de arcillas respecto a valores de la división del Torio (Th) entre el Potasio (K). 30

Tabla 5. Columna litoestratigráfica de la PPT-M. 47

Tabla 6. Potencial generador de hidrocarburos en función de la riqueza orgánica de acuerdo a PEMEX, 2011. 49

Tabla 7. Columna litoestratigráfica del área aledaña al afloramiento en el CPSMO-H. 52

Tabla 8. Relación de las muestras analizadas así como las técnicas y sus correspondientes laboratorios. 65

Tabla 9. Distribución de los microfósiles presentes en lámina delgada a lo largo de la sección medida. Se observa la preponderancia de los Radiolarios. 68

Tabla 10. Texturas y ambientes de depósito de las 38 láminas delgadas. 69-70

Tabla 11. Resultados obtenidos del estudio de Pirolisis Rock Eval y Petrografía Orgánica. Cabe aclarar que los valores en color gris de la columna de T-max son el promedio de su antecesor y sucesor en la lista, esto debido a que los datos obtenidos directamente del laboratorio arrojaron como resultado -1, derivado probablemente al bajo contenido de materia orgánica. 74

Tabla 12. Resultados de la Difracción de Rayos X. 77

Tabla 13. Características de la Fm. Pimienta en superficie y subsuelo. En esta tabla se observa la comparación entre los datos obtenidos a partir del presente trabajo de la Fm. Pimienta en el CPSMO-H y los datos publicados por PEMEX del subsuelo de la PPT-M. 96

Tabla 14. Comparativa de las características de la Fm. Pimienta en superficie, con las características ideales para un Play no convencional de HRG, así como con los datos reportados por PEMEX. 99

Tabla 15. Facies determinadas en la sección medida en campo. 100

Tabla 16. Sucesiones estratigráficas de acuerdo a Nichos, G. (2009). 101

Tabla 17. Asociación de facies determinadas en la descripción litológica hecha en campo. 109

ÍNDICE

“La Técnica al Servicio de la Patria” xiv

ABREVIATURAS DE UNIDADES.

° C = grados Centígrados

µD = micro Darcy

µm = micrómetros

2P = probadas y posibles

API = American Petroleum Institute

bbl/mi2 = barriles de petróleo sobre milla cuadrada

cP = Centipoise

gr/cm3 = gramos sobre centímetro cubico

m.a. = millones de años

m/s = metros sobre segundo

mg = miligramos

mgCO2/gCOT = miligramos de Dióxido de Carbono sobre gramos de Carbón Orgánico Total

mgHC/gCOT = miligramos de Hidrocarburos sobre gramos de Carbón Orgánico Total

mgHC/gr = miligramos de Hidrocarburos sobre gramos

mmbpce = millones de barriles de petróleo crudo equivalente

mmmbpce = miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente

mpcd = millones de pies cúbicos al día

msnm = metros sobre el nivel del mar

nD = nano Darcy

ohm – m = ohms– metro

ppm = partes por millón

tpc = trillones de pies cúbicos

tpc/mi2 = barriles de petróleo crudo sobre milla cuadrada

http://www.api.org/

Introducción

“La Técnica al Servicio de la Patria” 1

Introducción.

Desde una perspectiva global, los yacimientos no convencionales del tipo Shale Gas/Oil

representan una nueva fuente de donde extraer petróleo y gas, lo cual beneficia a la

industria energética mundial, que año con año registra una disminución de sus reservas

convencionales de hidrocarburos, mientras que la demanda de estos va en constante

aumento por la rápida industrialización de economías estables y emergentes en todo el

mundo.

De acuerdo a la Energy Information Administartion (EIA) (Boyer C. et al, 2011) estos

recursos no convencionales, existen en gran abundancia dentro de los 5 continentes

(figura 1), siendo América del Norte la zona que cuenta con la mayor estimación de estos

recursos; los cuales al estar ampliamente distribuidos en varias zonas del planeta, se

convierten en una fuente de abastecimiento energético apta para las futuras generaciones

que probablemente sigan dependiendo de dichos recursos naturales no renovables.

Figura 1. Cuencas a nivel mundial donde existen recursos no convencionales del tipo Shale Gas/Oil (tomada de Boyer C. et

al, 2011).

En México, donde el sector energético representa la principal fuente de ingresos

económicos, además de ser el motor indiscutible del desarrollo industrial en el país, se

busca constantemente a través de Petróleos Mexicanos (PEMEX) incrementar sus reservas

de Hidrocarburos, así como la cantidad de recursos prospectivos, de tal modo que se

garantice tanto el abasto nacional, como el abasto para la exportación internacional.

Por lo anterior y en congruencia con dicha tendencia energética mundial, de la cual cabe

mencionar que en los últimos años ha tenido buenos pronósticos y aceptación, en México

la extracción no convencional de aceite y gas ha cobrado gran relevancia, debido a que en

Introducción


el territorio nacional y de acuerdo con diversos estudios y pronósticos internacionales

(PEMEX, EIA, Advanced Resources International, entre otros), existe una gran cantidad de

estos recursos naturales, que bien podrían garantizar el suministro de hidrocarburos por

varios años más, así como su venta al extranjero, lo que se traduce como mejoras y

beneficios para la nación.

Dentro del contexto “Shale Gas/Oil - México”, este representa la mayor fuente de recursos

no convencionales en nuestro país, los cuales de acuerdo a PEMEX yacen en mayores

concentraciones dentro de las Provincias Petroleras de Burgos, Sabinas y principalmente en

Tampico-Misantla; respecto a esta última, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en

los resultados de las Rondas 0 y 1, establece que en dicha provincia petrolera existe un

estimado de al menos 14,152 mmbpce de recursos prospectivos no convencionales y 2,678

mmbpce en reservas 2P, de los cuales, y en acorde con los nuevos lineamientos que se

plantean en la Reforma Energética de 2013, a Petróleos Mexicanos se le otorgaron 5,225

mmbpce distribuidos en 7 áreas con el objetivo de que esta empresa productiva del estado

continúe con la evaluación de estos recursos no convencionales y comience, a corto plazo,

las fases de desarrollo y explotación intensiva en yacimientos de este tipo, mientras que

para licitación, se otorgaron 8,927 mmbpce de recursos prospectivos distribuidos en 62

bloques de 120 km2 cada uno (figura 2) así como 28 bloques con las reservas 2P

anteriormente mencionadas.

Figura 2. Áreas/Bloques en Tampico-Misantla con recursos no convencionales de Shale Gas/Oil prospectivos y reservas 2P.

A la izquierda las áreas otorgadas a PEMEX de acuerdo a la Ronda 0, a la derecha los bloques para licitación de acuerdo a

la Ronda 1 (imágenes tomadas de los resultados de Ronda 0 (2014) y Ronda 1 (2014)).

Respecto a los bloques para licitación (dentro de la cual PEMEX podrá participar de manera

individual o en asociación), el objetivo de la división de Tampico-Misantla en bloques, es el

de promover la realización de proyectos de ciclo completo que aseguren la vinculación

secuencial de la exploración–caracterización–perforación–desarrollo y producción intensiva

de aceite y gas no convencionales, en periodos de tiempo acordes con los de la industria

petrolera mundial en este tipo de proyectos (CNH, 2014).

Generalidades


Capítulo 1. Generalidades.

1.1. Justificación.

La Formación (Fm.) Pimienta, por su distribución a lo largo de las provincias petroleras más

importantes de México, por las características geológicas que esta posee, y por ser la

principal roca generadora de hidrocarburos (aceite y gas) en el país, es considerada como

una unidad sedimentaria con potencial para ser explotada como un yacimiento no

convencional del tipo Shale Gas/Oil.

Sin embargo, este concepto que ha sido empleado en países como Estados Unidos o China

para la extracción de recursos no convencionales, en lo concerniente a México, se

encuentra en una etapa inicial y de aprendizaje, a la vez de ser ejecutado únicamente por la

paraestatal Petróleos Mexicanos, la cual cabe mencionar, ha corroborado en distintos

puntos del país, la existencia de un remanente in situ de estos recursos en las rocas de

edad Tithoniana que conforman a dicha formación.

Por lo tanto: determinar las características y el potencial que la Fm. Pimienta posee como

un yacimiento del tipo Shale Gas/Oil, así como evaluar los resultados obtenidos con

respecto a lo reportado a la fecha por PEMEX, permitirá contribuir directamente con datos

de interés económico para el sector energético del país, a la vez de aportar conocimientos

científicos que corroboren o amplíen los que se tienen actualmente de dicha formación,

aportando de esta manera información que pueda servir como referencia para futuros

estudios de esta índole.

Para lo anterior, el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental (PEMEX, 2010) sector

Huayacocotla (CPSMO-H) y la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (PPT-M) (PEMEX,

2010), resultan de gran relevancia al ser dos provincias geológico-petroleras próximas entre

sí, que además de compartir una estrecha relación geológica, contiene dentro de su

estratigrafía a la Fm. Pimienta, la cual se muestra en afloramientos dentro del CPSMO-H,

mientras que en el subsuelo de la PPT-M es objeto de constantes estudios por parte de

PEMEX y de los cuales existe escasa, pero importante información de carácter público;

siendo por tales motivos dos áreas de interés para el presente estudio.

1.2. Hipótesis.

La Fm. Pimienta es una unidad calcáreo-arcillosa que en el CPSMO-H y la PPT-M es

considerada como la principal roca generadora de hidrocarburos; por lo tanto: de los

afloramientos que dicha formación exhiba entre estas dos provincias geológico-petroleras,

se obtendrán las características necesarias para corroborar y evaluar el potencial de esta

unidad geológica como un yacimiento no convencional del tipo Shale Gas/Oil.

Generalidades


1.3. Objetivos.

Objetivo General:

Determinar las características litológicas, sedimentarias, geoquímicas (orgánicas),

mineralógicas y petrofísicas de la Fm. Pimienta mediante técnicas de estudio en campo,

laboratorio y gabinete, para determinar y evaluar su potencial como un yacimiento no

convencional tipo Shale Gas/Oil.

Objetivos Específicos:

1. Establecer de un afloramiento del CPSMO-H: el tipo de roca, principales estructuras

sedimentarias, riqueza orgánica, tipo de kerógeno, madurez térmica, tipos de

macérales, contenido mineralógico, tipo de micro y/o nano porosidad así como la

curva Gamma Ray, que constituyen a la Fm. Pimienta.

2. Evaluar los datos obtenidos con respecto a las características reportadas por PEMEX

de la Fm. Pimienta en la PPT-M.

3. Realizar, a partir de los datos obtenidos, una interpretación geológica que

corrobore o incremente los conocimientos actuales que se tiene de la Fm. Pimienta.

4. Desarrollar y aplicar una metodología para indagar si las propiedades de una unidad

geológica con potencial generador de hidrocarburos es apropiada para considerarse

como un yacimiento Shale Gas/Oil.

5. Proponer una nueva definición y traducción al español del término en inglés

Shale Gas/Oil.

Generalidades


Figura 3. Diagrama en flujo de la metodología de trabajo.

1.4. Metodología de trabajo.

La metodología de trabajo se muestra en la siguiente figura (3):

Generalidades


1.5. Localización.

Geográficamente el lugar de estudio (figura 4) se ubica entre las coordenadas 20° 24’ 13’’ -

20° 24’ 37’’ de latitud Norte y 98° 07’ 33’’ - 98° 07’ 37’’ de longitud Oeste (W), sobre la

carretera No. 53 Tenango de Doria – Huehuetla, al inicio del tramo conocido como La

Capilla – Santa Úrsula dentro del Municipio de Huehuetla, Estado de Hidalgo, a 151 km en

línea recta al NE de la Ciudad de México y a 71 km en línea recta al W-SW de la ciudad de

Poza Rica, Estado de Veracruz, México. El afloramiento se deriva de un corte carretero de

850 m de largo y 10 m de alto (aprox.), sobre la cota 920 (msnm) de ladera S-SE del cerro El

Padhi.

Hidrográficamente se localiza a 250 m por encima de los ríos Blanco y Pantepec,

pertenecientes a la región hidrológica No. 27 Tuxpan-Nautla, en la cuenca hidrológica del

Rio Tuxpan, sub-cuenca Rio Pantepec (Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI),

2014).

Geológicamente se localiza en la porción oriental de la provincia del CPSMO-H, a 25 km al

SW del límite geológico con la PPT-M.

El CPSMO-H se localiza en el centro-oriente de México, abarcando los estados de San Luis

Potosí, Querétaro, Hidalgo, zona norte de Puebla, Tlaxcala y una pequeña porción del

centro de Veracruz. Geológicamente limita al occidente con el Complejo Volcánico

Zacatecano y la Faja Volcánica Transmexicana, al sur nuevamente con la Faja Volcánica

Transmexicana, al oriente con la PPT-M y al norte con la Plataforma Valles – San Luis Potosí.

La PPT-M se ubica en el margen centro-oriental de México y comprende desde el extremo

sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central de Veracruz, las porciones orientales de

los estados de San Luis Potosí, Hidalgo, Norte de Puebla y occidente del Golfo de México

hasta la isobata 200. Limita al norte con las provincias Burgos y Alto de Tamaulipas, al sur

con el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y la Faja Volcánica Transmexicana, al

occidente con la Plataforma Valles-San Luis Potosí y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre

Oriental sector Huayacocotla y al oriente con el Cinturón Extensional Quetzalcóatl (PEMEX

2010).

Generalidades


Figura 4. Mapa de localización del área de estudio (base topográfica tomada del Simulador de Flujos de Agua de Cuencas

Hidrográficas del INEGI, 2014). En rojo el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental sector Huayacocotla (CPSMO-H) y

la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (PPT-M), en gris las Provincias Geológicas de: 1) Plataforma Valles-San Luis Potosí,

2) Complejo Volcánico Zacatecano, 3) Faja Volcánica Transmexicana, 4) Cinturón Extensional Quetzalcóatl, 5) Burgos, 6)

Alto de Tamaulipas, y 7) Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental.

Generalidades


1.6. Antecedentes en México de Yacimientos no Convencionales.

En México, los yacimientos no convencionales están representados principalmente por el

denominado Shale Gas/Oil, siendo las formaciones Agua Nueva, Eagle Ford, La Casita y

Pimienta, las de mayor potencial a nivel nacional, seguidas por las rocas de la

Fm. Chicontepec proyectadas como Tigh Gas; entre otros.

Estas unidades prospectivas, únicamente habían sido estudiadas por PEMEX bajo dicho

enfoque, lo que por ende restringe a su jurisdicción la publicación de resultados afines a

nuestro tema de interés, así como los avances de este rubro en el país. Pese a lo anterior

dicha paraestatal ha permitido la divulgación de algunos textos científicos y comerciales de

la exploración, desarrollo y evaluación de yacimientos no convencionales, promoviendo

paulatinamente la difusión de esta nueva tendencia energética en el país.

La primera y probablemente más importante aparición documentada hasta el momento de

esta nueva forma de extracción de hidrocarburos, ocurrió entre los años 2010 y 2011

cuando PEMEX Exploración y Producción anunció el éxito en una prueba de Shale Gas en la

Fm. Eagle Ford dentro de la cuenca de Burgos (Muñoz-Duran E., 2013). La producción de

gas comenzó en Febrero de 2011 con una extracción de 1.3 mpcd; el pozo productor fue

perforado a una profundidad vertical de 2600 m con una rama horizontal de 1300 m y un

azimut de 179° (sur franco), esto con el objetivo de evaluar el concepto de Play no

Convencional. El diseño del pozo contempló ser perforado en cinco etapas, con un pozo

piloto a 2550 m, donde se tomaría la información necesaria para determinar la zona de

interés con mayor contenido de Carbono Orgánico Total, así como para determinar la

orientación de los esfuerzos y con base en esa información diseñar la trayectoria óptima de

la geonavegación del pozo en la formación Eagle Ford (PEMEX, 2011).

Como consecuencia de lo anterior la paraestatal mexicana optó por realizar diversos

estudios en la Cuenca de Burgos y Sabinas para determinar la riqueza orgánica,

propiedades petrofísicas, espesores y distribución de las formaciones La Casita y Pimienta

(contemporáneas en edad); siendo así la primer incursión en las rocas Tithonianas de

México para determinar su potencial como Shale Gas/Oil.

A partir de entonces, las publicaciones en México que tienen relación con el tópico de este

tema, son trabajos de tesis que tienden a ramificarse principalmente en dos tipos: por una

parte aquellos de carácter teórico, y por otro lado, los teóricos con aplicación y avalados

por PEMEX. Dichos trabajos se enuncian brevemente en orden cronológico a continuación:

En 2011 Gonzales Luna Nancy con el tema: “Metodología de diseños de pozos no

convencionales, en el Paleocanal de Chicontepec”, aplica en las rocas productoras del

campo petrolero Presidente Alemán las técnicas y métodos necesarios para realizar

perforaciones horizontales en las litologías areno-arcillosas de la Fm. Chicontepec.

Posteriormente en 2013, Rojas Rodríguez Daniel en: “Desarrollo de Shale Gas y

perspectivas de explotación” realiza una amplia compilación de la teoría disponible hasta

Generalidades


ese año en lo concerniente a dicho concepto, además aporta una serie de soluciones

holísticas a la problemática y los retos técnicos que están implícitos en el desarrollo del

tema referido, finalmente plantea de manera frontal la perspectiva de México y el

Shale Gas/Oil en un contexto global.

De igual manera en 2013, Endo Hernández Eduardo en su trabajo titulado “Análisis y retos

técnicos del desarrollo de Shale Gas en México” plasma teoría y datos estadísticos de lo

concerniente al tema en cuestión, pero incursiona en lo relacionado a la legislatura de este

tema en México, al panorama de oferta y demanda así como el precio del gas natural, en la

perforación horizontal y la fractura hidráulica incluyendo las posibles consecuencias

ambientales de estas.

También en 2013, Galicia Montes Fernanda y Herrera López Diego con su trabajo

“Terminación de pozos en Shale Gas y Shale Oil” aportan valiosa información acerca de las

técnicas, métodos y herramientas necesarias para la perforación horizontal, fracturamiento

hidráulico y el cálculo de volúmenes de aceite o gas, además de mencionar las

características geológicas y petrofísicas más importantes de un yacimiento del tipo Shale

Gas/Oil.

Una vez más en 2013, con el tema “Multi-fracturamiento de pozos no convencionales de

aceite en lutitas”, Uribe Flores Mayret y Pimentel Medina Ricardo realizan una excelente

recopilación literaria acerca de los diferentes tipos de yacimientos no convencionales,

además de una descripción detallada y bien ejemplificada de las propiedades y

características indispensables que una lutita debe tener para generar hidrocarburos que

puedan ser explotados de una forma no convencional. En este artículo es posible

documentarse nuevamente acerca de las técnicas y métodos para la perforación horizontal

y fracturamiento hidráulico.

El último trabajo publicado en 2013 relacionado a este tema es el escrito por Muñoz Durán

Enrique, bajo el nombre: “Potenciales impactos ambientales del fracturamiento hidráulico

en Shale Gas”. En este trabajo se puede leer en sus primeras hojas las características de los

yacimientos del tipo Shale Gas así como los procesos, equipos y operaciones para su

fracturamiento hidráulico, posteriormente plantea los potenciales riesgos de esta nueva

forma de extraer hidrocarburos frente al inminente cambio climático que se ha registrado

en los últimos años a nivel global; sin embargo dentro de sus conclusiones indica que no

hay suficiente información sobre la cual establecer ¿cómo esta técnica podría afectar a las

emisiones de efecto invernadero?, y que dicho recurso debe aprovecharse como un

combustible de transición hacia un planeta con menores emisiones de carbono.

En 2014, Vázquez Pérez Ángeles evalúa el potencial de un Play no Convencional con un

pozo de la cuenca Sabinas-Burros-Picachos, concluyendo que el área con mayor potencial

es la ubicada al Noroeste de dicha cuenca, donde existe aceite y gas condensado, y no así la

zona donde se ubica el pozo estudiado por ella, ya que este solo presentó gas seco. Dicha

información se puede consultar en su trabajo: “Recursos no convencionales “Shale Gas” del

Generalidades


Play Cretácico Eagle Ford en la Cuenca de Sabinas-Burro-Picachos”, siendo este el primer

trabajo desde 2011 que se realiza con el objetivo de explorar y evaluar un Play no

convencional.

También en 2014, se publica el estudio: “Evaluación del potencial del pozo A-1 del Play no

convencional Jurásico Superior (Formación Pimienta) en la Cuenca de Burgos”, realizado

por Pérez Aquiahuatl Hatziry. La autora aporta datos petrográficos y geoquímicos, así como

una interpretación sísmica con ayuda de un pozo exploratorio desarrollado sólo para

recabar información de la zona. Además presenta una cartografía basada en la información

de 20 pozos aledaños al área de su estudio, en donde se muestra la distribución de algunas

propiedades geoquímicas de la Fm. Pimienta dentro de la cuenca.

Finalmente y también en 2014, Zecua Alejo R. Isela publica su trabajo denominado

“Metodología para la exploración de un viejo recurso: Shale Gas o Lutita Gasífera usando

registros geofísicos de pozo”. En la primera etapa de este trabajo plantea el panorama

mundial del Shale Gas, posteriormente se remite a la teoría básica de los Registros

Geofísicos de Pozo (RGP) que eventualmente menciona dentro de la metodología que ella

propone para obtener indirectamente riqueza orgánica, mineralogía y permeabilidad de

una formación lutítica, además de la identificación de zonas con mayor densidad de

fracturas. Cabe destacar que hasta el momento es el primer trabajo basado exclusivamente

en una de las herramientas más importantes en la exploración y desarrollo de Shale Gas/Oil

como lo son los antes mencionados.

Cabe señalar antes de concluir este apartado, que todos los autores citados con

anterioridad, refieren solamente a las lutitas como las rocas de donde es posible extraer

hidrocarburos afines a Shale Gas/Oil, pero: ¿Son las lutitas las únicas rocas involucradas en

este nuevo concepto?

1.7. Uso y traducción del Shale Gas/Oil.

El término en inglés “Shale Gas/Oil” literalmente es traducido al español como “Gas/Aceite

de lutita” tal y como es posible leer en diferentes reportes técnicos, económicos y artículos

de divulgación científica de habla hispana. En otros casos es traducido como Gas/Aceite de

“esquisto” o “pizarra”, lo que resulta erróneo ya que estos términos litológicos

corresponden a rocas metamórficas.

En ambos casos e idiomas, el uso de este término es para referirse a los yacimientos de gas

y/o aceite que son de difícil extracción debido a que las rocas que los generan y en donde

yacen, presentan una porosidad micro/nanométrica y una permeabilidad muy baja, por lo

que es indispensable mejorar artificialmente algunas de las características de estas rocas

para la extracción a costos rentables de estos recursos naturales. Sin embargo se tiende a

pensar que dicho término se refiere estrictamente a un tipo de roca (lutita), y que sólo en

esta yacen estos recursos naturales.

Generalidades


Una definición de dicho término es la emitida por Cardott (2007) (en Rojas, 2013), que

define al Shale Gas/Oil como rocas sedimentarias de grano fino (no necesariamente lutitas

de acuerdo a la definición estricta de las mismas) ricas en contenido orgánico; esta

definición amplía las posibilidades litológicas de que una roca sea adecuada para explotarse

como Shale Gas/Oil. Otra definición es la aportada por PEMEX (2011) (en Galicia et al.,

2013), en la cual se establece que los yacimientos de aceite y gas en lutitas se definen

como un sistema (Play) de rocas arcillosas ricas en materia orgánica y de baja

permeabilidad que actúan a la vez como generadoras, almacenadoras, trampa y sello.

Inequívocamente en términos geológico-petroleros, las lutitas generan hidrocarburos, y a

nivel internacional hay contundentes ejemplos de formaciones geológicas que están

constituidas por esta roca sedimentaria y de donde se extraen hidrocarburos de una forma

no convencional, tal es el exitoso caso de Fm. Barnett, que en 1981 fue de donde por

primera vez se extrajo gas de una roca con muy baja permeabilidad y de una forma no

convencional (Montgomery Scott L., et al., 2005). Desde entonces se ha venido acuñando

este término con la palabra en inglés Shale ya que dicha formación litológicamente está

constituida por lutitas ricas en contenido orgánico. Ello implicó que fuera necesario el

desarrollo de nuevas técnicas y tecnologías para extraer a costos rentables los

hidrocarburos gaseosos que yacían entre esas rocas de edad Mississipiense.

A partir de entonces, se han descubierto y explotado diversas formaciones (en distintos

países) que se consideran como Shale Gas/Oil, pero que litológicamente discrepan con la

que dio origen a este concepto. Como ejemplo de lo anterior se puede citar a la formación

norteamericana Eagle Ford de edad Cenomaniana; esta formación con altísimos recursos

prospectivos, está constituida por carbonatos de texturas que varían de mudstone a

packstone, y en algunos casos hasta grainstone (figura 5), intercalados con lutitas y

bentonitas en menores cantidades con respecto a los carbonatos. Pese a lo anterior se

considera adecuada para explotarse como Shale Gas/Oil, ya que contiene altos recursos

prospectivos de aceite y/o gas, lo que demuestra que en un cotexto global, dicho término

no es empleado únicamente para referirse al tipo de roca que contiene hidrocarburos de

difícil extracción.

Hablando específicamente en el caso de México (donde este concepto es muy reciente), en

repetidas ocasiones durante el proceso de documentación para el presente texto, se

identificó que en diversos artículos de divulgación, así como en trabajos de tesis realizados

por autores de habla hispana, al momento de desarrollar lo concerniente a las

características de los yacimientos de Shale Gas/Oil, infieren o asocian a las lutitas como las

únicas rocas relacionables a este concepto.

Generalidades


Figura 5. Litoestratigrafía y Rayos Gamma Espectrales en un afloramiento de la Fm. Eagle Ford (Cretácico Superior) en la

localidad conocida como Antonio Creek, al sur de Texas, E.U.A (tomada de Gardner et al., 2013).

Por lo tanto, dicho término en inglés, es empleado para referirse al contexto geológico,

petrolero y petrofísico que involucra la extracción no convencional de aceite y gas; más no

para referirse a un tipo de litología en específico. Por lo que, traducir Shale literalmente al

español como lutita, desvirtúa el contexto que esta técnica implica, por lo que en nuestro

idioma, la definición y traducción actual de Shale Gas/Oil resulta excluyente y confusa,

además de imprecisa en cuanto a su definición.

Financieramente tal vez no sea necesario plantear esta problemática ya que es el término más usado para saber cuál es la proyección, línea de trabajo, costos y precios que se llevarán a cabo en la obtención de gas o aceite en el campo de los no convencionales; por lo que si este término bien consolidado a nivel mundial no es el más adecuado técnicamente, resulta sin mayor relevancia.

Generalidades


En un sentido técnico, es viable analizar que “Shale Gas/Oil” debe definirse aún mejor, y al

menos la traducción al español no debe hacerse en un sentido literal.

Por lo tanto en el tema 2.3 del presente trabajo, se propone una nueva definición de Shale

Gas/Oil con su correspondiente traducción al español; las cuales se apegan a aspectos

geológico-petroleros. Con ello no se pretende modificar ni sustituir dicho término en inglés,

sino aportar una mejora a su definición y acuñar una nueva traducción a nuestro idioma.

Recursos no Convencionales.


Capítulo 2. Recursos no convencionales.

Los Recursos no Convencionales se pueden definir, tomando en consideración el “Triángulo

de los recursos de petróleo y gas” (figura 6) como aquellos hidrocarburos que yacen en

grandes volúmenes rocosos, con características geológicas y/o fisicoquímicas que dificultan

su extracción convencionalmente, por lo que es necesario desarrollar e implementar

nuevas técnicas y tecnologías, las cuales aumentan proporcionalmente el monto de las

inversiones monetarias para su explotación.

En este sentido y de forma general, es posible afirmar que los recursos convencionales son

aquellos hidrocarburos que yacen en pequeños volúmenes, los cuales son fáciles extraer

con ayuda de las técnicas y tecnologías que se han implementado por años en la industria

petrolera, gracias a que dichos recursos fueron intervenidos por todos los elementos del

bien conocido Sistema Petrolero (S-P).

Figura 6. Triangulo de los recursos de petróleo y gas (modificada de Holditch A.S., 2011).

El S-P se define como los componentes geológicos y procesos necesarios para generar y

almacenar hidrocarburos (Oilfield Glossary, 2014), estos interactúan entre si moldeando lo

que con el paso de millones de años será un yacimiento de aceite o gas.

Los elementos que integran al S-P son: Roca Generadora (RG), Roca Almacén (RA), Roca

Sello (RS), Trampa (TR), Migración (MG) y Tiempo-Temperatura (T-T), e indudablemente,

son estos los que controlan de manera absoluta la génesis de los yacimientos de

hidrocarburos convencionales y no convencionales; por consiguiente: cualquier variante en

las características individuales de estos elementos, beneficiará o perjudicará directamente

las propiedades físico-químicas del aceite o gas almacenado, así como al medio físico en el

que se alojan estos hidrocarburos, lo que en conjunto determinará los métodos y medios

más adecuados para su extracción.



En cuanto a estos elementos formadores de hidrocarburos se refiere, son varias las

características individuales que los definen, siendo más importantes las siguientes:

Roca generadora:

Sedimentaria de ambiente acuoso, anóxico y de baja energía.

Alto contenido de materia orgánica.

Térmicamente madura.

Porosidad baja.

Permeabilidad baja.

Ductilidad/fragilidad variable.

Roca almacén:

Sedimentaria (generalmente) de ambientes terrígenos u acuosos de media-

alta energía.

Porosidad media o alta.

Permeabilidad media o alta.

Fragilidad variable.

Abundante fracturamiento natural.

Roca sello:

Sedimentaria (generalmente) de ambientes terrígenos u acuosos de baja

energía.

Porosidad baja o muy baja.

Permeabilidad muy baja.

Ductilidad/fragilidad variable.

Migración:

Movimiento del hidrocarburo de la RG a la RA.

Necesita de poros y fracturas que permitan la movilidad del hidrocarburo a

través de una roca.

Viscosidad y densidad del hidrocarburo adecuadas.

Trampa:

Deformación estructural.

Por acomodo estratigráfico.

Tiempo-Temperatura

Tiempo adecuado para que ocurran los procesos geológicos en las rocas.

Temperatura adecuada para que ocurran los procesos fisicoquímicos en los

hidrocarburos.



El funcionamiento del S-P que da origen a los recursos convencionales se puede describir

de manera sencilla y breve de la siguiente forma: los hidrocarburos se crean en el subsuelo

dentro de la roca generadora, posteriormente estos migran y se alojan en poros, fracturas

naturales y fallas en la roca almacén, esta a su vez es limitada suprayacientemente por la

roca sello, la cual impide que el recurso siga migrando, a la par, estos tres tipos de rocas

forman parte de alguna estructura geológica, que da origen a un sistema de

entrampamiento para que el hidrocarburo quede confinado en un lugar y volumen estable,

finalmente todos estos procesos ocurren bajo condiciones específicas de

tiempo-temperatura, dando como resultado yacimientos de hidrocarburos líquidos y/o

gaseosos, que en el contexto de este apartado son fáciles de extraer.

En el caso de los recursos no convencionales, para que estos ocurran, basta con que uno o

más de los elementos del S-P no intervengan parcial o totalmente durante la formación y

acumulación de los hidrocarburos. Esto tendrá como consecuencia que dichos recursos

presenten cualidades que limiten o dificulten su extracción y/o que estén alojados en

medios incapaces de permitir que de ellos se extraiga libremente aceite o gas. Para

entender mejor lo anterior, en la tabla 1 se observa una comparación entre los diferentes

tipos de recursos de petróleo y gas con respecto a los elementos del sistema petrolero que

están presentes en cada uno de ellos.

En los recursos no convencionales se

distinguen tres importantes

impedimentos para su explotación,

que son consecuencia directa de la

incapacidad del S-P para hacerse

presente total o parcialmente

durante el proceso de formación de

estos recursos (tabla 2); dichos

impedimentos son:

Impedimentos Geológicos: son

aquellas condiciones que tienen que

ver únicamente con el medio

geológico en donde yacen los

hidrocarburos.

Impedimentos Fisicoquímicos: son

aquellas condiciones que tienen que

ver únicamente con las propiedades

físicas y químicas de los

hidrocarburos.

Tabla 1. Elementos del Sistema Petrolero (S-P) que se hacen

presente en cada uno de los diferentes recursos de petróleo y gas.

RG= Roca Generadora, RA= Roca Almacén, RS= Roca Sello, MG=

Migración, TR= Trampa y T-T= Tiempo-Temperatura.



Impedimentos Tecnológicos: aquellos que tiene que ver con la implementación de nuevos

métodos y medios necesarios para mejorar las características de los hidrocarburos y/o el

medio en el que se alojan.

Todo esto demuestra que los recursos

convencionales y no convencionales

proceden de los mismos elementos del

S-P; solo que cuando estos últimos no

se llevan a cabo adecuadamente dan

origen a los yacimientos de difícil

extracción

Para afianzar todo lo anterior, es

necesario definir y ejemplificar a cada

uno de los recursos no convencionales

que existen en la actualidad, los cuales

se menciona a continuación.

2.1. Tipos de Recursos no convencionales.

Es imprescindible definir los diferentes tipos de recursos no convencionales que existen en

la actualidad, ya que estos representan una futura fuente energética con un alto potencial

a nivel mundial. Hay que tener en cuenta que igual que la variedad de estos recursos, son

numerosas y variadas las características intrínsecas que a estos envuelven, y es por ello que

a continuación se enunciarán de manera sustancial y breve, para así poder generar un

panorama más amplio de las cualidades de los recursos no convencionales.

Aceite Pesado y Extra Pesado (Heavy Oil and Extra Heavy Oil): término que se refiere al

aceite con una viscosidad superior a los 20 cP (viscosidad del agua 1 cP) (Oilfield Review,

2006) y una densidad menor a los 30° API. En este caso es la viscosidad y densidad del

hidrocarburo lo que dificulta su extracción de una formación rocosa con buenas

porosidades y permeabilidades; teniendo que implementar para su explotación técnicas

que modifiquen su viscosidad y densidad.

Ejemplos: campo Orinoco en Venezuela y el campo Ku-Maloob-Zaap en Campeche, México.

Bitumen de Arenas (Oil Sands): también llamado alquitrán de arenas (Tar Sands), son arenas

con un contenido aproximado del 83% arenas, 10% bitumen, 3% arcilla y 4% agua. Este

bitumen es de una densidad igual o mayor al aceite extra pesado. (ETSAP-IEA, 2010). La

problemática que presenta este tipo de recurso no convencional es el hecho de que este

precursor de hidrocarburos es altas viscosidades, y yace entre sedimentos sin consolidar

con permeabilidades variables, sin mencionar que su explotación tiene que ser a cielo

Tabla 2. Impedimentos que influyen en los recursos no

convencionales.



abierto. En este recurso se requiere implementar técnicas adicionales para su extracción y

tratamiento.

Ejemplo: campo Saskatchewan en Canadá.

Bitumen o Kerógeno de Lutitas (Oil Shale): termino que se refiera a la lutita con altos

contenidos de bitumen o kerógeno in situ, la cual, al igual que las arenas bituminosas,

generalmente también se encuentra a pocas profundidades (ETSAP-IEA, 2010). La

problemática es la alta viscosidad de este precursor de hidrocarburos, dificultando su

movilidad por el medio que es de porosidades y permeabilidades de bajas a muy bajas, lo

que dificulta aún más la obtención de este recurso; además de tener que ser extraido a

cielo abierto.

Ejemplo: yacimiento de Queensland al Noreste de Australia.

Hidratos de Metano (Hydrates Methane): término que se refiere al gas metano de origen

marino que forma cristales junto con el agua de océanos y mares a más de 300 m de

profundidad entre sedimentos marinos que están sometidos a altas presiones y bajas

temperaturas. La problemática con este recurso es su génesis, profundidad, medio de

almacenamiento así como las posibles y no probadas formas de extracción. Este

representa un reto científico y tecnológico enorme, es por ello que en definitiva es el

recurso más difícil de obtener.

Ejemplo: aguas profundas al norte del Golfo de México.

Gas Metano de Carbón (Coal bed Methane): término usado para referirse al gas metano

que yace in situ entre los estratos, fracturas y poros de los yacimientos de carbón a varios o

incluso cientos de metros de profundidad. La problemática en este caso es que el

hidrocarburo en forma gaseosa yace en su fuente generadora, y la obtención de este

requiere métodos como la fractura hidráulica y la perforación horizontal para su extracción.

Ejemplos: depósitos de carbón La Magdalena en Colombia y los yacimientos de carbón

localizados en el estado de Coahuila en México.

Hidrocarburos en Roca Compacta (Tight Gas/Oil): término que se refiere al gas y/o aceite

que yace en un medio rocoso con porosidades de medias a altas pero permeabilidad de

bajas muy bajas; que además yace a cientos de metros o kilómetros por debajo de la

superficie terrestre. Evidentemente la problemática con este recurso es la permeabilidad y

la profundidad a la que se encuentra el hidrocarburo; estas condiciones geológicas

adversas conllevan a la implementación de técnicas como la perforación horizontal y el

fracturamiento hidráulico para mejorar dicha propiedad petrofísica.

Ejemplos: areniscas Terciarias de la Cuenca de Magallanes en Argentina y Formación

Chicontepec en México



Hidrocarburos en Roca Generadora (Shale Gas/Oil): Este tipo de recurso no convencional se

abordará con mayor detalle en el tema 2.3.

Una vez descritos los diferentes tipos de recursos no convencionales y las adversidades que

en cada uno de ellos se presentan, es posible establecer las características generales que

son distintivas en ellos.

1. Aceite, Kerógeno o bitumen de viscosidades y densidades altas.

2. Gas natural adsorbido en el medio en que yace.

3. Litologías generadoras que fungen además como medio almacén.

4. Sedimentos almacenadores.

5. Madurez térmica variable.

6. No siempre ocurre la expulsión y migración de los hidrocarburos.

7. Porosidades de bajas a muy bajas (micrómetros – nanómetros).

8. Permeabilidades de bajas a muy bajas (µD – nD).

9. Se localizan muy someros o muy profundos.

10. Requieren de técnicas complementarias para su extracción.

11. Se requiere de implementar técnicas durante y/o posterior a su extracción.

Es de suma importancia aclarar que cada una de estas características de magnitudes

variables, pueden estar presentes o no en los diferentes tipos de no convencionales.

2.2. Clasificación de los Recursos no convencionales.

La forma más empleada y rápida para clasificar a los recursos no convencionales, es aquella

en que se agrupan de acuerdo al estado físico del hidrocarburo (o precursor de este),

quedando por un lado todos los no convencionales en estado sólido-líquido (aceite,

kerógeno y bitumen), y por el otro, los que se encuentran en estado gaseoso, tal y como se

muestra en el Triángulo de Holdich, A., 2011 (figura 6, tema 2.1).

Otra clasificación usual es aquella que está en función de la permeabilidad de las rocas en

la que yacen los hidrocarburos, pero resulta excluyente con más de la mitad de los recursos

no convencionales como el aceite pesado o el hidrato de metano.

Realizar una clasificación basándose en una sola de las múltiples características que

engloban a los recursos no convencionales, resulta inadecuado ya que estas varían en cada

uno de ellos, sin en cambio, clasificar a estos recursos con base en los impedimentos

geológicos y fisicoquímicos (tabla 2) que cada uno presenta, permite hacerlo de una forma

más general e incluyente, ya que el predominio de alguno de estos impedimentos, dará la

pauta para saber qué características y problemáticas habrá que identificar antes de su

extracción con las técnicas y tecnologías adecuadas. La clasificación que a continuación se

muestra (figura 7) es inédita, y aporta una nueva forma de diferenciar a los recursos no

convencionales en los siguientes tres grupos:



Figura 7. Clasificación de los recursos no convencionales.

Hidrocarburos no Convencionales: aceite cuya viscosidad y densidad impiden su movilidad

a través de medios rocosos con buena permeabilidad. Estos necesitan la implementación

de nuevas técnicas y métodos que mejoren las características físicas del recurso.

Yacimientos no Convencionales: aceite y/o gas, que yace en litologías con porosidades y

permeabilidades muy bajas. Estos necesitan la implementación de nuevas técnicas y

métodos que mejoren las características físicas del medio.

Hidrocarburos no Convencionales en Yacimientos no Convencionales: bitumen, kerógeno o

gas, que yacen en litologías o sedimentos con permeabilidades y porosidades muy bajas.

Estos necesitan la implementación de nuevas técnicas y métodos que mejoren tanto las

características físicas del recurso como las del medio en que se alojan.



2.3. Hidrocarburos en Roca Generadora (Shale Gas/Oil).

El término que a continuación se propone es la traducción (no literal) al español e inédita

hasta la fecha, del término en inglés Shale Gas/Oil, y en el presente trabajo se pronuncia

como una nueva terminología con su correspondiente definición, la cual se hace desde una

perspectiva geológico-petrolera, para de ese modo aportar y acuñar un término que

mitigue las inconsistencias detectadas y mencionadas en el tema 1.7 del presente trabajo,

respecto a la traducción literal que se hace con frecuencia a nuestro idioma de dicho

termino anglosajón.

Hidrocarburos en Roca Generadora (HRG): son el aceite y/o gas natural que yacen in situ

dentro de una roca con potencial generador, los cuales se encuentran almacenados en los

micro y nano poros incomunicados entre sí, de litologías calcáreo-carbonosas y/o arcillo-

carbonosas; por lo que las técnicas necesarias para lograr la extracción de estos

hidrocarburos como la perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico se emplean

para favorecer la acumulación de estos recursos en volúmenes económicamente extraíbles.

Las génesis de este tipo de yacimiento no

convencional se debe a que una roca

generadora no logra expulsar parcial o

totalmente los hidrocarburos formados en ella,

esto por diferentes motivos como la

inexistencia de rutas para la migración o la

carencia de deformación estructural, entre

otros, manteniéndolos acumulados a través del

tiempo geológico bajo condiciones térmicas y

tectónicas adecuadas para su preservación.

En la industria petrolera se conoce como “Play

no convencional” a un determinado volumen

rocoso en el que se hallan acumulados

potenciales cantidades de hidrocarburos

difíciles de desarrollar; el cual es evaluado para

explotarse comercialmente. Para que este sea

del tipo HRG han de realizarse diversos

estudios para saber si este cumple con las

características que se muestran en la tabla 3.

Tabla 3. Características de un Play no Convencional del

tipo HRG.



2.3.1. Estudios para la evaluación de un Play no convencional del tipo HRG.

Al identificar de qué formación geológica provienen los hidrocarburos de algún yacimiento

convencional, es posible suponer que dicha formación tiene potencial para ser explotada

como un yacimiento HRG; para corroborar esta hipótesis es necesario realizar una serie de

estudios geológicos y geofísicos que esclarezcan las características presentes en las roca y

así saber si cumple con los parámetros necesarios (tabla 3) para que se explote de una

manera no convencional. Es importante aclarar que no todas las rocas generadoras tienen

potencial como HRG, pero, todas las formaciones rocosas que se explotan como HRG tiene

las características de una roca generadora.

Para lograr lo anterior es recomendable llevar acabo las siguientes técnicas (no

necesariamente en el siguiente orden):

1) Descripción de núcleo/muestra. Esta sirve para identificar directamente el tipo (s)

de roca (s), texturas, facies, estructuras, macrofósiles, etc.

2) Petrografía Sedimentaria. Se realiza para identificar directamente en la roca: micro

texturas, microfósiles, microfacies, estructuras microscópicas, mineralogía,

existencia de bitumen, kerógeno o hidrocarburo.

3) Pirolisis Rock Eval. Es el estudio de geoquímica orgánica más imprescindible y

necesario de todos, el cual se describe como pirolisar (calentar) por un determinado

tiempo una muestra de roca hasta los 600° C, de ello se obtiene:

a) Pico S1. Representa a los hidrocarburos libres contenidos en la muestra, se

mide en mgHC/gr (Tejeda, 2006).

b) Pico S2. Representa la capacidad de la muestra para generar hidrocarburos o

hidrocarburos potenciales, se mide en mgHC/gr (Tejeda, 2006).

c) Pico S3. Representa el CO2 que proviene de la desintegración del kerógeno,

se mide en mgHC/gr (Tejeda, 2006).

d) Carbón Orgánico Total (%COT). Es la sumatoria de los valores registrados por

los picos S1, S2 y S3, que da como resultado la cantidad (en peso) del carbón

de origen orgánico, que se relaciona con la cantidad de material orgánico

dispuesto para transformarse en hidrocarburos, lo que se traduce como

riqueza orgánica; este se mide en porcentaje (%).

e) Índice de Hidrógeno (IH). Se define como la relación entre el pico S2 y el

%COT. Este índice es proporcional a la cantidad de hidrógeno contenido en

el kerógeno, y entre más alto sea este, mayor es el potencial para la



generación de petróleo (McCarthy et al., 2011). Sus unidades están dadas en

mgHC/gCOT. Cuando el kerógeno es generador de gas el IH oscila entre las

50 y 200 unidades, para la generación de gas y petróleo este oscila entre las

200 y 300 unidades y en el caso de la generación de petróleo este tiene que

ser mayor a las 300 unidades. El IH se calcula de la siguiente manera:

IH = 𝑆2

𝐶𝑂𝑇𝑥100

f) Índice de Oxígeno (IO). Se define como la relación entre el pico S3 y el %COT.

Este índice se relaciona con la cantidad de oxígeno contenido en el kerógeno

y es útil para el rastreo de su maduración (McCarthy et al., 2011). Se expresa

en mgCO2/gCOT, y se calcula de la siguiente manera:

IO = 𝑆3

𝐶𝑂𝑇𝑥100

g) Índice de Producción (IP). Esta relación se utiliza para caracterizar la

evolución de la materia orgánica ya que el IP tiende a incrementarse

gradualmente con la profundidad en una roca de grano fino. Además tiende

a aumentar con la maduración de la roca generadora antes de la expulsión

de los hidrocarburos, conforme los componentes térmicamente degradables

del kerógeno se convierten en hidrocarburos libres (McCarthy et al., 2011).

Dicha relación se obtiene a partir de la ecuación:

IP = 𝑆1

(𝑆1 + 𝑆2)

h) Tipo de Kerógeno: El kerógeno es el resultado de la transformación físico-

química de la materia orgánica por procesos térmicos y geológicos en un

material insoluble en solventes orgánicos y que es precursor de

hidrocarburos. Este se determina gráficamente con ayuda del diagrama de

Van Krevelen (figura 8) o con la relación IH/IO. Los tipos de kerógeno son:

Kerógeno I. Es poco abundante y generado predominantemente en

ambientes lacustres y en ciertos casos marinos, proviene de materia

algácea o planctónica que ha sido intensamente degradada por la

acción de bacterias y microrganismos que habitan en el sedimento.

Este tipo de kerógeno es rico en contenido de hidrógeno y bajo en

contenido de oxígeno, es potencialmente aceitífero pero también

puede producir gas según sea su etapa de evolución en relación con

la temperatura (Klemme y Ulmishek, 1991)

Kerógeno II. Generado habitualmente en medios reductores que

existen en ambientes marinos de profundidad moderada. Este tipo



de kerógeno proviene principalmente de restos de plancton re-

elaborados por bacterias. Es rico en contenido de hidrógeno y bajo

en contenido de carbono. Puede generar aceite o gas al aumentar

progresivamente la temperatura y el grado de maduración

(Vandenbroucke, 2003).

Kerógeno III. Proviene

de restos vegetales principalmente

terrestres depositados en

ambientes marinos o no marinos,

someros o profundos. Este tipo de

kerógeno posee menor contenido

de hidrógeno y mayor contenido de

oxígeno que sus antecesores, en

consecuencia genera gas seco

(Boyer, et al., 2006-2007).

Kerógeno IV. Generado habitualmente a partir de sedimentos más antiguos re-depositados después de la erosión. Antes de la sedimentación, pudo haber sido alterado por procesos de meteorización sub-aérea, combustión u oxidación biológica en pantanos o suelos. Este kerógeno está compuesto por materia orgánica residual, con alto contenido de carbón y ausencia de

hidrógeno. Se le considera una forma de carbón estéril, sin potencial para la generación de hidrocarburos (Tissot, 1984). Sin embargo y de acuerdo a Chemterra International (2015) y Baker Hughes INTEQ. (Ed., 1999). Este tipo de kerógeno posee pocas posibilidades de generar gas seco bajo condiciones térmicas adecuadas.

i) Temperatura máxima de Pirólisis (T-max). Es la temperatura (° C) alcanzada

durante la máxima generación de hidrocarburos (S2) (McCarthy et al., 2011).

Esta medición indica la etapa de madurez térmica del kerógeno la cual está

íntimamente ligada a la ventana de generación de hidrocarburos; dichas

etapas son:

Figura 8. Diagrama de Van Krevelen (tomado de

www.chemterra.com).



Diagénesis (inmadurez): esta etapa se identifica cuando los valores

de T-max están por debajo de 400° C. Durante esta etapa no hay

generación de hidrocarburos.

Catagénesis (madurez): esta etapa se identifica cuando los valores de

T-max están entre los 401° C y los 470° C. La ventana de generación

de aceite en el kerógeno I inicia a los ±445° C, en el kerógeno II a los

±435° C y en el kerógeno III a los ± 440° C (McCarthy et al., 2011);

mientras que el kerógeno IV comienza a generar gas seco a partir de

los 455° C (Baker Hughes INTEQ, Ed., 1999).

Metagénesis (sobre-madurez): esta etapa se identifica cuando los

valores de T-max sobrepasan los 470° C. Durante esta etapa

prevalece la generación de gas seco hasta el punto en el que el

kerógeno se carboniza, perdiendo así su capacidad generadora.

4) Petrografía Orgánica. Es el estudio óptico de la materia orgánica vegetal y el

kerógeno al eliminar la matriz mineral de una roca con la ayuda de ácido clorhídrico

y fluorhídrico (Tejeda, 2006). En este estudio se determina:

a) Macérales: estos son los vestigios de la materia orgánica vegetal depositada

junto con el sedimento en un determinado ambiente sedimentario. Y se

dividen en tres tipos:

Vitrinita. Proviene de la celulosa y la lignina de las plantas y de la

gelificación de ácidos húmicos. Tiene una reflectancia intermedia

entre los otros dos grupos y suele ser el material más abundante

(Comisión Europea, 1992).

Liptinita. Proviene de los órganos de protección, reproducción y

reserva de las plantas terrestres, como esporas, cutículas de hojas y

contenidos celulares y también de algas que viven en el medio de

sedimentación. Presenta la reflectancia más baja entre los tres

grupos (Comisión Europea, 1992).

Inertinita. Material derivado de la alteración pre-depositacional de

los materiales vegetales que originan a los otros dos grupos. La

alteración incluye procesos térmicos y procesos químicos como la

oxidación y procesos de alteración bioquímica por organismos. Es el

grupo con la reflectancia más alta (Comisión Europea, 1992).



Figura 9. La vitrinita en el carbón bituminoso. La

cantidad de luz reflejada por los macérales de la

vitrinita constituye una prueba clave para determinar la

madurez térmica de una roca (tomada de McCarthy et

al., 2011).

b) Reflectancia de la Vitrinita (%Ro): es un indicador térmico que se basa en el

poder reflector de este maceral (figura 9) y se asocia con el grado de

madurez térmica de toda la materia orgánica presente en una muestra. Sí

%Ro > 0.6% indica un kerógeno inmaduro, 0.6% < %Ro > 0.8% indica

presencia de petróleo mientras que 0.8% < %Ro >1.5% indica la presencia de

gas asociado (McCarthy et al., 2011)

c) Índice de Alteración Térmica

(IAT). Es el color que muestra

el kerógeno presente en una

roca. Se mide en valores que

oscilan entre e l -4 al +4 y

están representados por los

colores presentes en dicho

material, los cuales varían de

amarillo pálido que

corresponden a un grado

inmaduro, a café o negro

correspondientes a un grado

de sobre-madurez.

5) Biomarcadores: son compuestos de

origen orgánico, constituidos por

carbono, hidrógeno y en ocasiones

por otros elementos. Su estudio se

basa en el esqueleto carbonoso de

organismos que se conservan a pesar

de la alteración durante la

depositación. Esto sirve para

identificar los tipos de organismos

que contribuyeron a la incorporación

de la materia orgánica, para la

caracterización, correlación y reconstrucción del medio de depósito y tiempo de

depósito (Ortega, 1996).

6) Cromatografía de gases: es la evaluación del gas liberado por una muestra para

identificar el tipo de hidrocarburo que puede ser extraído de un Play; se realiza por

medio del registro (grafica) de los picos correspondientes al metano, etano,

propano, butano y habitualmente para el pentano e hidrocarburos más pesados

(McCarthy et al., 2011).



20 40 60 80 100

0e+000

1e+005

2e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Figura 10. Ejemplo de una gráfica de Difracción de Rayos X.

7) Difracción de Rayos X (DRx). Es una técnica cualitativa y cuantitativa que permite

identificar gráficamente los minerales y su abundancia porcentual en una muestra

de roca. Esta opera por cocción de un haz de rayos X en un polvo de un mineral o

roca molida. El patrón de intensidad de los rayos X difractados en diferentes

ángulos es particularmente diferente en cada mineral (figura 10) (Nichols G., 2009),

lo que con ayuda de un software (High Score Plus) y base de datos se puede asociar

a una fase experimental de algún mineral.

8) Microscopía Electrónica

de Barrido (MEB). Técnica que a

partir de electrones secundarios

producidos por un haz fino de

electrones, genera imágenes al

escanear la superficie de una

muestra (figura 11). Se pueden

obtener imágenes por esta

técnica de características únicas y

del orden de los micrómetros ó

nanómetros, proporcionando una

resolución mucho mayor de la

que es posible bajo un

microscopio óptico, por lo tanto se utiliza para la investigación de minerales del

tamaño de las arcillas y su relación con otros granos en una roca (Nichols G., 2009).

Esto sirve para identificar estructuras y minerales presentes en una roca pero

sobretodo el tipo de porosidad; esta característica se define como el espacio vacío

capaz de contener fluidos, la cual puede ser primaria (desde la sedimentación hasta

la litificación) o secundaria (posterior a la litificación). Los tipos de porosidades que

se buscan en las rocas con potencial para HRG son:

a) Microporosidad intergranular. Los espacios generados por el acomodo de

minerales, fósiles y materia orgánica.

b) Nanoporosidad intraparticular. Los espacios o cavidades que hay en los

minerales, microfósiles y materia orgánica.

c) Micro y nanoporosidad orgánica. Los espacios dejados por la transformación

de la materia orgánica en bitumen, kerógeno o hidrocarburo.



9) Registros Geofísicos. Se definen como la gráfica o curva que se obtienen de las

propiedades petrofísicas de una roca en función del espesor o la profundidad a la

que fueron medidas. Típicamente estos estudios son realizados en pozos

exploratorios y algunos de producción, pero en la actualidad hay equipos portátiles

que permiten obtener algunas de las características petrofísicas de las rocas

directamente en afloramientos. De acuerdo a Zecua (2014) algunos de los registros

geofísicos más útiles para los yacimientos del tipo HRG son:

a) Gamma Ray (GR). Mide la radiación natural en las rocas producto del

decaimiento radioactivo del Potasio (K), Uranio (U) y Torio (Th); sus unidades

son en API, en una escala del 0 al 150. De acuerdo a Ellis (1987) y

Luthi (2001) la curva GR se puede obtener a partir de la fórmula:

𝐺𝑅 = [(16)(𝐾)] + [(8)(𝑈)] + [(8)(𝑇ℎ)]

La curva GR da un valor agregado a las evaluaciones petrofísicas ya que

permite visualizar zonas ricas en materia orgánica, validar resultados

mineralógicos entre otros (Mora-Villa, 2012).

Gardner et al. (2013) menciona que la presencia de estos elementos

químicos establece un panorama de los perfiles de enriquecimiento en

arcillas (en relación al K), bentonita (en relación al Th), y materia orgánica

(en relación al U). Sin embargo no existe alguna clasificación de dichas

características en función de la abundancia de estos minerales.

Figura 11. Imagen obtenida con el Microscopio Electrónico de

Barrido donde se observa una muestra de la formación Eagle Ford.



Paxton et al. (Draft), establece que si las lecturas de K, U y Th son graficadas

en un diagrama ternario (figura 12) es posible determinar la características

de procedencia de los sedimentos junto con el cual se depositaron dichos

elementos, así como su ambiente químico de depósito. Ello se obtiene de

identificar gráficamente cual es la tendencia de los puntos localizados en el

diagrama; en caso de observarse una tendencia hacia el K, se infiere que los

sedimentos se erosionaron y depositaron rápidamente, si es hacia el U se

infiere que los estratos se formaron en un ambiente anóxico y carente de

aporte sedimentario, y si la tendencia es hacia el Th, teóricamente los

sedimentos son el residuo de la lixiviación de otros muy intemperizados.

Además la recta entre los valores de K y Th indica el grado de intemperizmo

químico de los sedimentos, y en dirección ortogonal hacia el U decrece la

tasa de sedimentación y aumenta el grado de anoxia del ambiente químico

de depósito.

La relación Th/U sirve para identificar si el ambiente químico en que se

depositaron estos minerales era de características oxidantes (valores

mayores a 7), anóxicas (valores menores a 2) o de transición (>2 ̶ <7)

(Adams & Weaver, 1958; Jones & Manning, 1994; Dypvik & Harris, 2001;

Doveton & Merriam, 2003).

Figura 12. Diagrama ternario para las características de procedencia del

sedimento con respecto a las cantidades Potasio (K), Uranio (U) y Torio (Th)

(modificado de Paxton, (Draft)).



La relación Th/K permite deducir

cualitativamente el tipo de arcilla

presente en una roca (Doveton, (1991);

Hesselbo, 1996; Doveton & Merriam,

2003) tal y como se observa en la

tabla 4.

b) Sónico (LWD). Mide la capacidad que

tiene una roca de permitir el tránsito

acústico a través de ella, lo que varía

de acuerdo al tipo de litología y

porosidad presentes; sus unidades son

m/s en una escala del 40 al 140.

c) Neutrón (NPHI). Mide la porosidad presente en una roca; sus unidades son

API y se grafican en una escala de-0.15 a 0.45.

d) Densidad (RHOB). Mide la densidad de las rocas; sus unidades son gr/cm3 en

una escala de 1.95 a 2.95 para el caso de ser rocas sedimentarias.

e) Resistividad (ILD, LLD). Mide la resistencia de una roca al paso de corriente

eléctrica a través de ella; sus unidades son ohm-m en una escala de 0.2 a

2000.

f) Espectrometría de Captura Elemental (ECS). Mide las emisiones de rayos

gama inducidas por neutrones de elementos como el Silicio (Si), Hierro (Fe),

Calcio (Ca), Azufre (S), Titanio (Ti), Gadolinio (Gd), Cloro (Cl), Bario (Ba) e

Hidrógeno (H).

g) Registro de Imágen (FM.). Exclusivamente para pozos, mide las propiedades

fiscas de la pared de estos, transformando los datos recabados en imágenes

de 360°. Estas se utilizan principalmente para interpretaciones estructurales

y sedimentológicas de Play’s localizados a miles de metros por debajo de la

superficie terrestre.

Un ejemplo de la utilización de algunos de estos registros geofísicos se muestra

en la figura 13, a partir de los cuales se obtuvieron electrofacies, litologías y la

presencia de hidrocarburos.

Tabla 4. Identificación de arcillas respecto a

valores de la división del Torio (Th) entre el

Potasio (K).



Figura 13. Ejemplo de la utilización de algunos registros geofísicos en un Play convencional en Cuencas del Sureste

(tomada de Martínez-Yáñez et al., 2014)

Con la ayuda de los datos obtenidos a partir de estos registros geofísicos se pueden

obtener datos indirectamente y de una forma analítica como: tipo de roca,

saturación de agua, contenido de hidrocarburos, mineralogía, permeabilidad, y

%COT, etc., por lo que resultan muy útiles para una etapa exploratoria y evaluatoria.

10) Mecánica de rocas (Geomecánica): es el estudio de las propiedades mecánicas de

las rocas para determinar su comportamiento ante esfuerzos cortantes, lo que

permitirá analizar la dirección preferencial y magnitud de dichos esfuerzos. Los

parámetros a determinar en este estudio son:

a) Módulo de Young (Є) (figura 14). Es la capacidad que tiene un material

(roca) de deformarse como consecuencia de la aplicación de un esfuerzo

(rigidez del material) (Uribe y Pimentel, 2013).

Figura 14. Imagen de una prueba para determinar Modulo de Young y Relación

de Poisson en una muestra de núcleo (tomada de www.proetisa.com).

http://www.proetisa.com/



b) Relación de Poisson (Ѵ). Es la capacidad que tiene un material (roca) de

expandirse lateralmente debido a esfuerzos ortogonales (Uribe y Pimentel,

2013).

c) Numero de dureza de Brinell (BHN por sus siglas en inglés). Es la medición

que se basa en la resistencia a la tención (deformación) que es aplicada a

muestras de núcleos antes y después de ser intervenidos por un fluido para

el fracturamiento hidráulico. Este permite optimizar el diseño y geometría

de las fracturas, entre otros (Uribe y Pimentel, 2013).

d) Análisis de empotramiento: es la simulación del comportamiento del agente

sostén (roca) empleado en la fractura inducida para obtener los valores de

conductividad hidráulica, pérdida de espesor de la fractura y el material fino

generado a partir de la rotura del agente sostén, equivalente a la pérdida de

conductividad y porosidad (Uribe y Pimentel, 2013).

Como es evidente, en esta etapa se hace un estudio de investigación extenuante para

lograr identificar plenamente todas las características intrínsecas en un Play del tipo HRG.

Cabe mencionar que la mayoría de estas pruebas deben realizarse directamente en

muestras de roca, ya sean muestras de núcleo o de afloramiento, lo que amplia más las

opciones de estudio, mejorar la veracidad de resultados y delimita grandes áreas

permitiendo así trabajar con modelos análogos vistos en superficie que puedan escalarse y

magnificarse en el subsuelo.

Marco Geológico


Capítulo 3. Marco geológico de la Formación Pimienta.

3.1. Distribución geográfica de la Formación Pimienta como roca generadora.

De acuerdo a PEMEX, la generación de hidrocarburos en las principales provincias

petroleras circundantes al Golfo de México, se relaciona prácticamente a solo dos S-P

(figura 15), de los cuales las rocas de la Fm. Pimienta formadas durante el Jurásico Tardío,

Tithoniano (152 – 145 m.a.), se consideran como las principales generadoras de aceite y

gas. Hay que tener en cuenta que un S-P incluye el área en la cual se encuentra una roca

generadora activa, su red natural de distribución, y los descubrimientos de aceite o gas

relacionados a esta. Existen 3 tipos diferentes de S-P, lo cuales de acuerdo a PEMEX (2010)

se denominan como:

S-P Conocido (!). Es aquel en el que los hidrocarburos coinciden genéticamente con la

roca generadora.

S-P Hipotético (∙). Es aquel en el que únicamente las características geoquímicas de los

hidrocarburos permiten su correlación con la roca generadora.

S-P Especulativo (?). Es aquel en el que los hidrocarburos solo son correlacionales a la

roca generadora a través de evidencias geológicas y geofísicas.

Figura 15. Distribución geográfica de la Fm. Pimienta como roca generadora de hidrocarburos en los dos principales

sistemas petroleros de México (modificado de PEMEX, 2010). En rojo la Provincia Petrolera Tampico-Misantla y el

Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental sector Huayacocotla.

Marco Geológico


Teniendo en cuenta lo anterior, los dos sistemas petroleros en los que la Fm. Pimienta

toma parte fundamental de estos como generadora de hidrocarburos, son:

Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!): La roca generadora corresponde a lutitas y calizas arcillosas del Tithoniano; estas rocas son

precursoras de aceites extra pesados hasta gas seco, de acuerdo a la evolución geológica

de cada una de las provincias en las que se encuentra. Las principales rocas almacenadoras

consisten en rocas carbonatadas mesozoicas y siliciclásticas cenozoicas. Los sellos

regionales corresponden principalmente a calizas arcillosas, lutitas y de manera local

evaporitas, que sobreyacen a las rocas almacenadoras. Adicionalmente se tiene sellos

intraformacionales arcillosos principalmente en el Cenozoico. Los yacimientos se

encuentran en trampas principalmente estructurales y combinadas de diversos tipos y

orígenes. El tiempo de generación y migración abarca desde el Paleógeno hasta el Reciente

(PEMEX, 2010).

Este S-P abarca las provincias petroleras de Tampico-Misantla (principalmente), Burgos,

Veracruz, Sureste, Golfo de México Profundo, Cinturón Plegado de Chiapas, Chihuahua y

Sabinas-Burros-Picachos en donde dichas rocas yacen en el subsuelo.

Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico (∙): Se postula que las rocas generadoras del Tithoniano actualmente pueden generar gas seco.

Las rocas almacén son litologías carbonatadas del Mesozoico. La roca sello es

intraformacional por cambio de facies. Las trampas son estructurales y combinadas con

cierre contra falla. La generación y migración de los hidrocarburos se infiere a partir del

Paleoceno al Reciente (PEMEX, 2010).

Este S-P abarca en su totalidad y únicamente a la Provincia del Cinturón Plegado de la

Sierra Madre Oriental y sus diferentes sectores, dentro los que destaca el denominado

Huayacocotla, en donde estas rocas se exponen superficialmente.

Cabe mencionar dentro de este tema que las rocas Tithonianas con características

generadoras de hidrocarburos que yacen en superficie, reciben diferentes nombres, lo cual

depende completamente de la ubicación geográfica en la que estas se encuentren, por

ejemplo: en el norte del país a las rocas de edad Tithoniana se les conoce con el nombre de

“Fm. La Casita” mientras que en el centro-oriente con el nombre de “Fm. Pimienta”, en el

sureste como “Fm. Tepexilotla” y en el sur como “Fm. Malpaso”; mientras que si es estas

rocas yacen en el subsuelo de alguna provincia petrolera como Tampico-Misantla o Golfo

de México Profundo, comúnmente se denominan con el término “Play Tithoniano” aunque

no se descarta el nómbralas formacionalmente. En ambos casos (superficie o subsuelo)

estas rocas presentan similitudes litológicas, micropaleontológicas, petrofísicas, etc., lo que

permite correlacionarlas regionalmente, sin embargo y muy probablemente, las

características geoquímicas y estructurales varíen a lo largo de su extensión geográfica.

Marco Geológico


3.2. Descripción litológica.

Subsuelo:

PEMEX (1988) describe en lo general a la Fm. Pimienta como mudstone y wackestone

arcilloso, de color negro a gris oscuro, carbonoso, dispuestos en capas que varían de 5 a 30

cm de espesor, con los que se intercalan lutitas calcáreas y lutitas laminares negras ricas en

materia orgánica, son comunes además los nódulos de pedernal negro, las lutitas

bentónicas y lechos de bentonita se presenta en color gris y verde.

Ortega (1996) describe a las rocas del Tithoniano en la sonda de Campeche como calizas

que varían de mudstone a packstone con recristalización de micro y mesodolomía.

PEMEX (2010) describe esta formación en el subsuelo de la PPT-M, como mudstone negro

arcilloso, ligeramente piritizado, de estratificación delgada con intercalaciones de lutita

negra laminar, bentonita y lentes de pedernal.

Pérez (2014) menciona que las rocas correspondientes a la Fm. Pimienta, dentro de la

cuenca de Burgos, están constituidas homogéneamente por lutitas calcáreo-carbonosas,

sin embargo dentro de su descripción megascópica, menciona la alternancia de estas con

calizas gris claro, calizas negras arcillosas y lutitas negras.

Superficie:

Carrillo-Bravo (1965) en el río Chinameca (Hidalgo) reconoció a la Fm. Pimienta, la cual

dividió (bajo sus criterios) en dos unidades; la inferior de edad Tithoniana (Js) que describe

como calizas arcillosas y calizas de grano medio, parcialmente recristalizadas, de color

negro, en capas delgadas y medianas que contienen lentes de pedernal negro y alternan

con lutitas negras; y la unidad superior edad Barresiana ̶ Valengiana (Ki) que consta de

calizas clásticas color gris-crema, gris acero y negras, estratificadas con bentonita verde,

café y amarilla, pedernal negro y lutitas negras.

El Servicio Geológico Mexicano (SGM, 2007) menciona dos facies calcáreas, denominadas

facies calcáreo-arcillosa con pedernal y facies calcárea-terrígena, la primera constituida por

mudstone arcilloso, gris oscuro, ligeramente piritizados con interestratificaciones delgadas

de lutita negra laminar, bentonita y lentes de pedernal negro; la segunda facie se

caracteriza por mudstone de color claro, con poca arcilla, y lentes de pedernal; así como de

mudstone recristalizado de color oscuro y mudstone arcilloso. Otra descripción es que está

compuesta por: 1) caliza micrítica negra, con estratificación delgada e intercalaciones y

nódulos de pedernal negro, 2) caliza arcillosa que contiene algunas concreciones esféricas

de caliza y 3) lutita, en partes bentónica, de color café-rojizo y verdusco; existen algunas

variaciones de la litología. La unidad se vuelve más calcárea y, por lo tanto, menos

distinguible hacia la Plataforma de Valles-San Luis Potosí, en el área situada al sur del río

Moctezuma, donde aumenta el espesor a unos 500 m; existe una intercalación de brecha

sedimentaria en esta unidad al oriente de la Plataforma de Valles-San Luis Potosí, los

Marco Geológico


componentes están poco redondeados y pobremente clasificados; en la parte alta de la

formación, a lo largo del camino La Gloria-Neblinas y en la carretera federal 120, al norte

de Xilitlilla se puede observar packstone gradado, bioclástico-oolítico-litoclástico

intercalado con caliza pelágica, laminada, de textura mudstone.

PEMEX (1988) describe a las rocas Tithonianas de la parte noroccidental de la Sierra de

Chiapas como margas, mudstone arcilloso y mudstone dolomitizado intercalados con

lutitas negras.

García Mar (1990) en el flanco derecho del anticlinorio de Huayacocotla (Edo. de Hidalgo)

define a las rocas de la Fm. Pimienta como Mudstone arcilloso café claro a oscuro,

compacto en capas de 30 a 60 cm de espesor, escaso Wackestone negro, biógeno, con

microfracturas selladas por calcita blanca y mudstone arcilloso carbonoso, escasa bentonita

verde. Como comparativo de dicha información, se muestra la figura 16.

Figura 16. Componentes litológicos de la Fm Pimienta en las cercanías de Huehuetla, Hidalgo. Ws= Wackestone,

Lut= Lutita, Bnt= Bentonita.

La Facultad de Ingeniería de la UNAM (2005) en su guía de excursión geológica a la Sierra

Madre Oriental y Cuenca de Chicontepec, describe a la Fm. Pimienta en las cercanías de la

presa de Necaxa (Puebla) como calizas arcillosas oscuras y mudstone-wackestone negro,

intercalados con capas delgadas de lutitas calcáreas y lutitas laminares negras, bentonita y

lentes de pedernal negro.

Marco Geológico


3.3. Ambiente de depósito.

Toda la secuencia comprendida del Jurásico Medio al Tithoniano corresponde a un sistema

transgresivo de segundo orden con espesores mayores en los depocentros así como

reducción y acuñamiento en los altos basamentales, con una superficie de máxima

inundación también de segundo orden, colocada en la secuencia de calizas arcillosas con

intercalaciones de bandas de pedernal de la Formación Pimienta (PEMEX, 2010).

Los depósitos del Tithoniano de las cuencas adyacentes al Golfo de México, corresponden a

la secuencia de máxima subsidencia y distribución regional durante final el Jurásico.

Durante este periodo los elementos positivos se redujeron notablemente, y sobre aquellas

áreas en que durante el Kimmeridgiano se depositaron sedimentos de facies de plataforma

interna, se vieron cubiertas por depósitos de plataforma externa y cuenca (PEMEX, 1988).

Para el Tithoniano, la velocidad de subsidencia se hizo más lenta y predominó la

sedimentación de secuencias de estratificación delgada de lutitas y carbonatos, en las

cuales aumentó considerablemente la presencia de organismos, probablemente favorecido

por un clima templado. Los horsts formados en el basamento pre-mesozoico bordeando la

parte occidental del Golfo de México permanecieron emergidos y aportando sedimentos

clásticos cada vez en menores cantidades a medida que el relieve topográfico disminuía. En

las áreas costeras de estas islas continuó el depósito de rocas clásticas, grandes lagunas

litorales y de barras oolíticas en los extremos de las plataformas (Padilla y Sánchez, 2007).

El SGM (2007) establece que el ambiente de depósito de la Fm. Pimienta es de plataforma

sumergida inestable, de aguas tranquilas, claras y salinidad normal. Esta unidad refleja

aporte de terrígenos y numerosos estratos de bentonita los cuales indican la existencia de

actividad volcánica para este tiempo probablemente en el Oeste de México, así como

pedernal negro en estratos, lentes y nódulos.

Por su parte, PEMEX (1988 y 2010) menciona que el ambiente de depósito para la Fm.

Pimienta varía de plataforma externa a cuenca con muy baja energía (figura 17), además

con base en biomarcadores argumenta un ambiente marino hipersalino anóxico

carbonatado arcilloso. También menciona un ambiente de depósito pelágico definido

principalmente por especies de amonitas.

García Mar (1990) establece que el ambiente de depósito de las rocas Tithonianas es

marino de tipo nerítico profundo de baja energía e inestable con regular aporte volcánico.

Los carbonatos y arcillas de edad Tithoniana, de acuerdo a Gonzales y Holguín (1992),

fueron depositados sobre un mar abierto, extenso, con aguas tranquilas, que propiciaron

las condiciones anóxicas para la conservación de la materia orgánica marina que aún

contiene.

Marco Geológico


Figura 17. Batimetría y Ambientes carbonatados; ejemplos para los ambiente de depósito de la Fm. Pimienta propuestos

por diferentes autores (modificada de Nichols G., 2009).

Ortega (1996) basada en la textura y el contenido fósil de sus muestras analizadas

establece que las rocas Tithonianas de la sonda de Campeche pertenecen a dos ambientes

sedimentarios, el primero de plataforma externa y el segundo de cuenca.

La Facultad de Ingeniería de la UNAM (2005) infiere que las rocas Tithonianas se

depositaron en plataforma con comunicación a mar abierto y aporte de terrígenos finos,

con cambio hacia la cima a condiciones batimétricas someras de baja energía.

3.4. Geoquímica Orgánica.

Derivado de un ambiente anóxico, aguas profundas de baja energía, sedimentación

regulada por un evento transgresivo y un aporte continuo de materia orgánica, las rocas

Tithonianas en México presentan propiedades geoquímicas sumamente interesantes que

las establecen como la roca generadora por excelencia en el país, y es por ello que

numerosos autores, desde hace ya varios años, han caracterizado la materia orgánica

intrínseca en estas rocas, en diversos puntos del territorio nacional, algunos resultados

obtenidos de esas investigaciones son los siguientes:

Gonzales y Holguín (1992) establecen que los carbonatos y arcillas de esta formación

contienen Kerógeno tipo II, el cual presenta un potencial (S2) superior a 2.5 mgHC/gr en el

45% de las 120 muestras analizadas. Además, estos estudios geoquímicos indican que en

las calizas arcillosas y lutitas calcáreas del Jurásico Superior (Formación Pimienta)

predominan cantidades de %COT superiores al 1 %, a la vez que algunas muestras, pese a

su madurez, alcanzan a generar más de 5 mg de hidrocarburos por gramo de roca.

Marco Geológico


García Mar (1990), en las cercanías del poblado de Huehuetla, establece que el Índice de

Alteración Térmica (IAT) de esta formación se encuentra entre +3 y -4, con un %COT entre

0 .19 y 0.46, compuesto principalmente de materia orgánica carbonosa.

En la Sonda de Campeche, Ortega (1996) establece que las rocas de edad Tithoniana tienen

un contenido de %COT que varía del .08 al 7.63%, con materia orgánica de origen amorfo,

con porcentajes menores de material orgánico terrestre la cual es precursora de aceite y

gas en estas rocas. Además, propone los siguientes rangos de madurez en el caso de las

rocas Tithonianas de este lugar: etapa de diagénesis cuando T-max es menor a los 410° C,

la etapa de generación de aceite y/o gas húmedo (catagénesis) ocurre entre los 410 y 470°

C, y finalmente la etapa de generación de gas seco (metagénesis) ocurre cuando los valores

de T-max sobrepasan los 470° C.

Bernal-Vargas et al., (1998) establece que la Fm. Pimienta en la cuenca de Tampico-Misantla pose un contenido orgánico que varía de 0.4 a 6.5%, un IH desde 18 hasta 959 mgHC/gCOT, una T-max de entre los 412° y 476° C; los biomarcadores sugiere Hopanos: C29 > C30, C34 <C35, de regular relación Diasteranos/Esteranos, asi como kerógeno térmicamente maduro del tipo I y II (principalmente), el cual es productor de aceite.

3.5. Contenido Paleontológico.

La Fm. Pimienta, en cuanto a su contenido microfaunístico se refiere, cuenta con una

relativa abundancia de organismos planctónicos tales como Radiolarios, Calpionélidos,

Saccocómidos y Estomiosféridos (Ortega, 1996). Por su parte el SGM (2007) reporta los

siguientes microfósiles: Calpionella sp., Globochaete alpina y Fibrosphaera sp., Calpionella

alpina, Tintinnopsella carpathica y Crassicolaria sp. del Berriasiano inferior. Calpionella

eliptica, C. alpina, Calpionellites darderi, Tintinnopsella oblonga, T. longa.

Cantú-Chapa (1971) reporta una gran cantidad de Ammonites de importancia

bioestratigráfica pertenecientes principalmente a los géneros Mazapilites, Haploceras,

Suarites, Parodontoceras, Pronicera, estableciendo la edad de esta formación entre el

Tithoniano medio y tardío.

Nieto (2013), con base en familias y subfamilias de Ammonites Perisphinctacea y

Haploceratacea, establece que el rango estratigráfico de la Fm. Pimienta es del

Kimmeridgiense Superior (Jurásico Superior) al Valanginiense (Cretácico Inferior).

Marco Geológico


3.6. Paleogeografía del Tithoniano en México y el Golfo de México.

Durante el transcurso del Jurásico Superior muchos de los márgenes continentales se

inundaron, y el Golfo de México se abrió como una cuenca comunicada con el Pacífico. En

el Bathoniano Tardío-Calloviano, y el Calloviano se depositaron grandes extensiones de

evaporitas, sobre las que se acumularon sedimentos marinos del Oxfordiano. En el Jurásico

Superior, esta cuenca estuvo separada del Caribe por una península del continente

norteamericano que se extendía desde la Florida hasta el bloque Maya (Yucatán). Desde la

segunda mitad del Jurásico Superior, a partir del Kimmeridgiano-Tithoniano, gran parte de

la cresta recién mencionada se hundió, y el Golfo de México se convirtió en una cuenca

marina comunicada con el Caribe (Salvador, 1991; Marton & Buffler, 1999).

En esta segunda mitad del Jurásico Superior dominaron los ambientes de aguas marinas

cada vez más profundas, hasta que se alcanzó un máximo en el Tithoniano (figura 18)

(Pszczolkowski, 1978, 1999; Pszczolkowski & Myczyñski, 2004; Sánchez-Barreda, 1990;

Schaffhauser et al., 2004). En el bloque Florida-Bahamas las rocas del Jurásico Superior

representan el desarrollo de una plataforma carbonatada, limitada con el Atlántico, el

Golfo de México y el Caribe primitivo, por una transición lateral hacia aguas profundas

desde el Kimmeridgiano, pero sobre todo desde el Tithoniano (Khudoley & Meyerhoff,

1971; Meyerhoff & Hatten, 1968, 1974; Sheridan, et al., 1988). En estas condiciones, la

circulación de las aguas oceánicas por el ramal Tetis-Caribe debió tener lugar al este de Las

Bahamas hasta el Cretácico Medio, ya que sólo entonces quedó fracturado el bloque

Florida-Bahamas y se formó el Estrecho de la Florida (Buffler & Hurst, 1995).

Durante el Jurásico tardío los mares alcanzaron una gran amplitud en todo el país,

participando prácticamente todos los ambientes marinos y costeros: Cuenca

(Fm. Tamán), neríticos abiertos (Fm. Pimienta), mares someros y lagunas (Fm. San Andrés),

cuencas restringidas o lagunares (Fm. Olvido), costeros o neríticos superior (Fm. La Casita) y

finalmente posibles grandes cuencas evaporíticas (antiguo Golfo de México). La extensión

de los mares del Kimmeridgiano-Tithoniano, se llevó a cabo por un movimiento

transgresivo primeramente sobre una plataforma al oriente y posteriormente en la gran

cuenca central. Aparentemente no hay duda de que la entrante principal de las aguas

marinas del Jurásico Superior provengan del oriente, distribuyéndose en brazos a veces

muy someros al SE de México, y al sur por la cuenca de Guerrero una estrecha entrante

para formar la pequeña cuenca de Tlaxiaco que fue desplazada al oriente por movimientos

tectónicos y prácticamente estrangulada al finalizar el Jurásico (López-Ramos, E. 1981).

Marco Geológico


Figura 18. Paleogeografía del Tithoniano en México y Golfo de México (modificada de López-Ramos, 1981; Pindell, 1985;

PEMEX, 1988; Vrielynck, 2003; Iturralde-Vinent, 2004-2005; Padilla y Sánchez, 2007). I.C.: Isla de Coahuila, PV-SLP:

Plataforma Valles-San Luis Potosí, A.T.: Alto de Tamaulipas, M.T.: Macizo de Teziutlán, F.O.: Faja de Oro. En rojo PPT-M:

Provincia Petrolera Tampico-Misantla, CPSMO-H: Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental sector Huayacocotla.

La porción oriental de los mares del Jurásico Superior en el oriente de México estuvo

limitado por parte de la Plataforma de Valles-San Luis Potosí (PV-SLP) ya que al W de esta

no se presentan sedimentos marinos del Jurásico arriba de la secuencia de lechos rojos; sin

en cambio al NW de Xilitla (SLP), se encuentran más de 1800 m de Jurásico Superior sin

atravesarse, indicando con esto una gran cuenca geosinclinal (López-Ramos, E. 1981).

La permanencia de los mares jurásicos, a partir del Golfo de Sabinas estuvo limitada al W

por la Península de Coahuila y al N y NE por las porciones positivas de lo que se considera el

levantamiento Burros-Picachos. El predominio de rocas clásticas cerca de estas partes y la

presencia de evaporitas alrededor del archipiélago de la Plataforma de Tamaulipas, indican

condiciones de aguas muy someras y en partes lagunares, que también fueron propicias

para la formación de calizas oolíticas en las regiones de Tamaulipas-Constituciones-Poza

Rica (López-Ramos, E. 1981).

En el Golfo se desarrollaron amplias plataformas someras que se extendían hasta el Macizo

de Chiapas y el occidente del Bloque Yucatán que continuaban aportando clásticos. En ellas

se depositaron también grandes volúmenes de carbonatos y, probablemente, también

algunos depósitos de sal en la parte noroccidental del Macizo de Chiapas (Viniegra, 1971),

aunque no se tiene evidencia concluyente al respecto. Las condiciones de estabilidad

Marco Geológico


tectónica y climática fueron máximas, favoreciendo así la proliferación de vida. En este

período se depositaron en la cuenca lutitas muy ricas en materia orgánica, con delgadas

intercalaciones de carbonatos. La estabilidad tectónica fue tan grande que las rocas

depositadas conservaron características litológicas muy similares en toda la cuenca del

Golfo de México; las islas que bordeaban el occidente del Golfo todavía estaban emergidas

y continuaban aportando sedimentos clásticos a las zonas litorales, mientras que en las

plataformas predominaba el depósito de calizas arcillosas con abundantes concreciones

fosforíticas ricas en fósiles, sobre todo en el noreste de México. En el sureste mexicano las

condiciones de depósito fueron similares a las anteriores, como se ha constatado en datos

de subsuelo y en afloramientos al norte del Macizo de Chiapas, en donde su edad se

determinó con amonitas (Quezada-Muñetón, 1984).

Hacia fines del Tithoniano continuaba la gran invasión de los mares en el Golfo de México y

se inició la surgencia de la porción meridional de Florida (Salvador, 1991b). La mayoría de

las islas del occidente del Golfo de México fueron cubiertas por los mares jurásicos, pero

permanecieron emergidas la parte noroeste de la Península de El Burro- Peyotes, las Islas

de Tamaulipas, Coahuila, pequeñas islas en el área de Tampico, el Macizo de Teziutlán, el

Macizo de Chiapas y el Bloque Yucatán. Al occidente de México se incrementó la actividad

volcánica, como lo indica la presencia de numerosas capas de bentonita (Viniegra, 1966).

El espesor de las rocas del Tithoniano varía en el sur (Tabasco) y el occidente del Golfo de

México (Veracruz y Tamaulipas) de 400 a 500 m y disminuye a aproximadamente 100 m en

el área de Saltillo; en el noreste de México y el subsuelo del sur de Texas tiene entre 500 y

700 m, pero en el norte de Louisiana el espesor se incrementa considerablemente hasta

alcanzar cerca de 1,200 m (Salvador, 1991b), en donde además contiene una proporción

mayor de arenas.

Las condiciones tectónicas estables persistieron en la región durante el Cretácico

Temprano, a la vez que las islas del Archipiélago de Tamaulipas, el Macizo de Chiapas y el

Bloque Yucatán continuaban su lenta subsidencia y el mar las iba cubriendo

progresivamente. El depósito de clásticos en los bordes de los altos de basamento del

Archipiélago de Tamaulipas aún emergidos seguía disminuyendo, a la vez que aumentaba el

depósito de carbonatos (Winker y Buffler, 1988). El área de las ya extensas plataformas

seguía incrementándose y enormes volúmenes de carbonatos fueron depositados sobre la

mayor parte de México. Es posible afirmar que las condiciones tectónicas de estabilidad del

Tithoniano se extendieron hasta todo el Neocomiano, con la diferencia en que la

proporción de lutitas intercaladas en las calizas de inicios del Cretácico fueron decreciendo

hasta casi desaparecer a fines del Valanginiano. Los espesores de las calizas y lutitas

depositadas durante el Berriasiano y el Valanginiano, raramente exceden los 500 m en el

noreste, centro y sureste de México.

Marco Geológico


3.7. Formación Tamán (Jurásico Tardío – Kimmeridgiano, 157 – 152 m.a.).

Está compuesta por mudstone arcilloso, lutitas calcáreas laminares y escasas limolitas. Sus

características fundamentales son la buena estratificación y el predominio de los

carbonatos sobre la arcilla. El COT se encuentra entre 0.1 y 5.4%, mientras que los valores

de S2 fluctúan entre 15 y 925 mgHC/gr, la T-max de 421 a 527° C. Los biomarcadores

indican un ambiente marino salino anóxico carbonatado (PEMEX 2010).

Pessagno et al., (1987) (en SGM, 2008) menciona que el miembro inferior está constituido

de caliza micrítica gris oscura a negra de estratificación media a gruesa, con interlechos

delgados de lutita negra; mientras que el miembro superior consiste de caliza micrítica

negra de estratificación delgada, con interlechos de lutita negra y limolita.

PEMEX (1988) menciona que la Fm. Tamán se caracteriza por un contenido de radiolarios

calcificados y silicificados, sacocómidos y estomiosféridos.

El SGM (2008) menciona que esta formación se caracteriza por pelecípodos,

principalmente del género Aulacomyella; braquiópodos del género Rhynchonella) y en

mayor abundancia especies de Ammonites de los géneros Ataxioceras, Rasenia,

Virgatosphinctes, Taramelliceras, Idoceras, Glochiceras, Ochetoceras, Aspidoceras,

Subdichotomoceras, Hybonoticeras, Butticeras, Pseudolissoceras, Haploceras,

Danubisphinctes y Sublithacoceras.

3.8. Formación Tamaulipas Inferior (Cretácico Temprano – Berriasiano, 145 – 139 m.a.)

Litológicamente consiste en wackestone y mudstone de colores grises y gris oscuro, con

abundante microfauna de organismos planctónicos; dispuestos en capas de 20 a 40 cm,

con niveles de estratificación lenticular, además de incluir lentes y bandas de pedernal gris

oscuro a negro. Ocasionalmente se presentan intercalaciones de lutitas negras laminares;

depositados en un ambiente de plataforma externa y cuenca (PEMEX, 1988).

Carrillo Bravo (1965) describe a la Formación Tamaulipas Inferior del sector Huayacocotla

como calizas de grano fino y color crema grisáceo y crema amarillento en capas medianas y

gruesas, con estilolitas bien desarrolladas y paralelas a los planos de estratificación, con

nódulos irregulares y de forma esferoidal de color castaño obscuro y gris claro.

Por su parte el SGM (2006) reporta Pecten, Inoceramus, Cypirina y Terebratula, Caucasella

hauterivica (Subbotina), Globigerinelloides ferreolensis; Tintinopsella carpathica,

Nannoconus steinmanni, Globochaete alpina, Calpionellopsis oblonga, Cadosina sp.,

Microcallamoides confusus, Nannoconus wassalli, Nannoconus bucheri, Nannoconus

minutus.

Play no convencional Tithoniano


Capítulo 4. Características del Play no convencional Tithoniano en la Provincia

Petrolera Tampico-Misantla y el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental

sector Huayacocotla.

4.1. Provincia Petrolera Tampico-Misantla.

La Provincia Petrolera Tampico-Misantla es productora principalmente de aceite. Por su

producción, los campos más importantes son los del Jurásico Superior y Cretácico Medio

con casi el 50% de los 6.5 mmmbpce acumulados en sus reservas, siendo el más

importante el del Paleoceno-Eoceno; cabe mencionar que el Cretácico Medio aún posee el

5% de las reservas de hidrocarburos en la provincia; lo anterior sin considerar el aceite

remanente no recuperado por los métodos tradicionales de explotación al 1° de enero de

2013. Los recursos prospectivos evaluados en la provincia tienen una media de 2.5

mmmbpce al 2013 (PEMEX, 2013).

En la PPT-M las rocas de la Fm. Pimienta son las principales generadoras del S-P Tithoniano-

Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!). Las rocas de esta formación en la parte

terrestre de la cuenca pasaron por el momento crítico de generación-expulsión de

hidrocarburos a finales del Oligoceno (23.8 m.a.) mientras que la parte marina paso por

este mismo momento al inicio del Cuaternario (1.7 m.a.), tal y como se muestra en la

figura 19 (PEMEX, 2010)

Figura 19. Elementos y Eventos del sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) en la

Provincia Petrolera Tampico Misantla (tomada de PEMEX, 2010).



4.1.1. Evolución tectónica.

De acuerdo a PEMEX (2010) la evolución tectónica de la PPT-M se divide en las siguientes

entapas:

1) Rifting: Se relaciona a la primera etapa de apertura del Golfo de México

desarrollada del Triásico Tardío al Jurásico Medio en la que se formaron fosas. En el

Triásico se depositaron potentes espesores de lechos rojos, de origen continental,

constituido por areniscas, limolitas y conglomerados con clastos de rocas extrusivas

basálticas y riolíticas. A principios del Jurásico Temprano comienzo la transgresión

marina, dando origen en la porción centro-oriental de México y a la Cuenca de

Huayacocotla, esta constituye una depresión irregular de edad Jurásico Temprano ̶

Medio, de aguas someras a profundas, bajo un régimen de sedimentación rítmica

tipo flysch. En el Jurásico Medio se generaron movimientos relativos de los bloques

de Basamento existentes, que provocaron la retirada de los mares, restituyendo en

el centro y oriente del país las condiciones continentales, efectuándose a la vez

manifestaciones de actividad ígnea que afectaron a la Formación Huayacocotla en

varias localidades de la porción sur del sector oriente de la Sierra Madre Oriental.

2) Margen pasivo: A partir del Jurásico Tardío se presenta un amplio margen pasivo

que se relaciona con el establecimiento del Golfo de México. Este margen pasivo

contiene la primera unidad transgresiva temprana de subsidencia rápida y finaliza

con la formación y emplazamiento de las grandes plataformas carbonatadas en el

Cretácico Medio.

3) Orogenia Laramide: en el Cretácico Tardío la sedimentación del margen pasivo

concluyó por el inicio de los efectos de la orogenia Laramide, precursora de la Sierra

Madre Oriental. Las rocas mesozoicas de la parte occidental de la provincia fueron

plegadas y cabalgadas al ser incorporadas al cinturón de deformación, la carga

tectónica provocó la subsidencia por flexura de la corteza y dio origen a la cuenca

antepaís o antefosa de Chicontepec durante el Paleoceno-Eoceno, en la que se

depositaron grandes volúmenes de sedimentos arcillo-arenosos tipo flysch,

correspondientes a las formaciones del Grupo Chicontepec.

4) Margen pasivo: Tras el cese de la deformación laramídica y la colmatación de la

antefosa, la provincia pasó a un dominio de margen pasiva en la que la carga

sedimentaria ocasionada por el paquete terciario depositado sobre la margen

continental provocó la subsidencia y el basculamiento de esta provincia hacia el Golfo de México.



4.1.2. Columna estratigráfica.

La columna litológica que ostenta a la PPT-M varía de: rocas ígneas y metamórficas, que

son el componente basamental de edad permo-triásica, a una secuencia de rocas

carbonatadas y siliciclásticas que comprenden desde finales del Triásico al Cuaternario

(±209 – 0 m.a.).

Estas secuencias de rocas sedimentarias se vieron reguladas por factores geológicos como

el resquebrajamiento de Pangea, la apertura del Golfo de México y la orogenia Laramide.

Estos factores propiciaron que los diferentes tipos de sedimentos (terrígenos y marinos),

transportados por transgresiones y regresiones marinas, fueran depositados en una

paleotopografía muy abrupta del Jurásico Inferior al Jurásico Superior–Kimmeridgiense

(figura 20), ya que la topografía del centro-oriente del país durante este periodo fue

dominada por horst y grabens basamentales, (altos basamentales y depocentros). Esto

último es de gran importancia para entender los cambios de facies entre las rocas de una

misma edad, propiciando así que en algunas ocasiones se distingan diferentes formaciones

para un mismo periodo de tiempo.

Figura 20. Perfil esquemático de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla, donde se muestran las unidades

litoestratigráficas; en azul claro la Fm Pimienta (tomada de PEMEX, 2010).

En el Jurásico Superior – Tithoniense aparentemente la mayoría de los altos basamentales

fueron cubiertos por una transgresión marina, lo que produjo una topografía suave en

dicha zona del país, siendo escasos pero de gran extensión los altos basamentales

sobrevivientes a esta sedimentación (ej. Plataforma Valles-San Luis Potosí y el Macizo de

Teziutlán). A partir de entonces y hasta finales del Cretácico Superior las rocas depositadas

presentan una homogeneidad litológica más estable, siendo solo las depositadas en áreas



cercanas a los escasos altos basamentales las que presentan cambios de facies. Es a partir

del Cenozoico que la regresión marina y el comienzo de la orogenia Laramide propicio que

los sedimentos terrígenos se depositarán en una cuenca antepaís, sobre una topografía

afectada en algunas partes por depresiones, esto debido a la flexión cortical producida por

el moviente de masas, y en otras partes sobre llanuras derivadas de las plataformas,

rampas y cuencas marinas pre-existentes (tabla 5).

Tabla 5. Columna litoestratigráfica de la PPT-M.



4.1.3. Características del Play no convencional Tithoniano.

De acuerdo a Advanced Resources International (2013) las rocas de edad Tithoniana

correspondientes a la Fm. Pimienta abarcan un área de 6.97×1010 m² dentro de la PPT-M.

De este Play se estima que originalmente contenía 151 tpc de gas, de los cuales

actualmente 23 tpc son técnicamente recuperables. Por otra parte, de igual manera, se

estima que originalmente contenía 138 mmmbpce, de los cuales 5.5 mmmbpce

actualmente son técnicamente recuperables. Los promedios de concentración del gas

producido por estas rocas varían de 19 a 83 tpc/mi2, mientras que los contenidos de aceite

se calculan de 17 a 38 bbl/mi2.

Las rocas Tithonianas que yacen debajo de la PPT-M poseen espesores que varían entre los

96 y los 151 m (figura 21). Estas rocas, dependiendo el punto en el que se encuentren

dentro de la provincia, sobreyacen indistintamente tanto a formaciones Kimmeridgienses

(Fm. San Andrés, Fm. Chipoco y Fm. Tamán) como a rocas basamentales. En cuanto a la

profundidad a la que yace este Play, varía de los 1758 m hasta los 2579 m (PEMEX, 2012).

Figura 21. Correlación regional de la curva Gamma Ray de la formación Pimienta en la Provincia Petrolera

Tampico-Misantla (modificado de PEMEX, 2012).



Tal y como se muestra en la figura anterior, la Fm. Pimienta exhibe una curva GR que en

general tiende a ser decreciente de base a cima, y con ayuda de la cual es posible dividir

dicha formación en al menos 3 miembros que de cima a base se denominan A, B y C

(PEMEX, 2012).

Litológicamente las rocas de dicho Play están constituidas por calizas negras tipo mudstone

y wackestone, intercaladas con horizontes pequeños de lutita negra carbonosa fisil, además

de algunos horizontes de bentonita verde y un pequeño horizonte dolomítico casi en su

base. En las muestras de núcleos se pueden observar nódulos de pedernal negro de

mediano tamaño y pequeños nódulos de pirita.

En cuanto al contenido orgánico de la Fm. Pimienta se refiere, este se considera “rico” (de

acuerdo a la clasificación interna de PEMEX, 2011) (tabla 6), con valores de %COT que

fluctúan entre el 1 y 1.5 % principalmente, aunque se reportan casos con el 0.6 % (PEMEX,

2012).

Respecto a su madurez térmica, esta se considera dentro de

la ventana de generación de aceite y de gas, ya que se

reporta valores de T-max que oscilan entre los 430° C y

462° C (PEMEX, 2012).

En relación a la respuesta a los esfuerzos cortantes de la Fm.

Pimienta, esta reporta ser una unidad principalmente frágil,

(PEMEX, 2012) debido a su predominio de calizas sobre

lutitas.

En una sección sísmica regional de la PPT-M (figura 22) se observa que aparentemente la

complejidad estructural que afecta a las rocas Tithonianas es de baja a moderada; está se

encuentra dividida en bloques limitados por fallas normales e inversas (PEMEX, 2012).

Dichos bloques presentan una relativa estabilidad horizontal y mínima deformación.

Figura 22. Sección esquemática estructural de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla donde se observa los espesores

correspondientes al Play no convencional Tithoniano de la Fm Pimienta (modificada de PEMEX, 2012).

%COT Potencial

0.1 - 0.2 Muy Pobre

0.21 - 0.5 Pobre

0.51 - 1 Regular

1.1 - 3 Rico

> 3 Muy Rico

Tabla 6. Potencial generador de

hidrocarburos en función de la

riqueza orgánica de acuerdo a

PEMEX, 2011.



Finalmente, Petróleos Mexicanos (2012) reporta la zonificación del Play no convencional

Tithoniano (figura 23) en 3 zonas potencialmente generadoras de hidrocarburos

(excluyendo la Faja de Oro). La zona de mayor extensión y con potencial para generar

aceite abarca del N-NW de la PPT-M al S-SE, la zona con potencial de gas húmedo abarca

del centro-occidente al sur de la provincia así como una pequeña porción del NE da la

provincia, mientras que, la zona con potencial para producir gas seco se encuentra en el

centro-oriente de la PPT-M, en los límites geológicos con el CPSMO-H.

Figura 23. Zona de generación de hidrocarburos en las rocas del Tithoniano de la Provincia Petrolera Tampico Misantla

(modificada de PEMEX, 2012).



4.2. Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental sector Huayacocotla.

La provincia geológico-petrolera del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental (CPSMO)

es la cadena de pliegues y fallas más extensa de México (PEMEX, 2013). El sector

Huayacocotla es la porción meridional de la CPSMO, y debe su nombre a la estructura

geológica conocida como anticlinorio de Huayacocotla orientada NW-SE. Este sector

presenta un estilo de deformación menos intenso que el resto de la provincia, con menos

estructuras cabalgantes y pliegues menos cerrados conformando por una cubierta tipo thin

skined. La dirección de los esfuerzos es claramente de vergencia al NE, desarrollada

durante la orogenia Laramide (SGM, 2004).

En un sentido petrolero, las áreas más atractivas son las que se encuentran en los frentes

sepultados (PEMEX, 2013), aunque la fecha no se tienen descubrimientos de hidrocarburos

y se considera de potencial medio-bajo. En cuantos a su exploración no se cuenta con

detección de oportunidades, ni de estimación de recursos prospectivos (PEMEX 2012 Y

2013), por lo que se carece de información veraz y concluyente de las rocas Tithonianas en

este sector del CPSMO.

4.2.1. Evolución tectónica

De acuerdo a PEMEX (2010) la evolución tectónica de la CPSMO-H se resume en:

1) El movimiento del Jurásico Temprano a Tardío del Bloque Yucatán (Maya) hacia el

sur, alejándose de Norteamérica, produjo una deformación transtensional a lo largo

de los márgenes orientales de los bloques de México y Guerrero.

2) Las cuencas pull-apart transtensionales y los fragmentos de la corteza continental flotantes (plataformas Valles-San Luis Potosí, Tuxpan y posiblemente el Alto de Veracruz) formaron la plantilla para las plataformas del Jurásico Tardío, Cretácico y Terciario, mientras se llevaba a cabo la sedimentación de cuenca a lo largo de la margen occidental del Golfo de México.

3) Cambios de índices de convergencia y geometrías entre la corteza oceánica del Pacífico y el oeste de México pueden estar relacionadas con impulsos tectónicos y tasas de sedimentación a lo largo de la Sierra Madre Oriental.



4.2.2. Columna estratigráfica.

El registro histórico-geológico de las rocas que conforman el área adyacente al lugar de

estudio en el CPSMO-H, está compuesto por varias de las mimas formaciones litológicas

que yacen en la PPT-M. Ello se traduce en condiciones de ambientes de depósito similares

entre ambas provincias. Cabe mencionar que la columna litológica que a continuación se

describe (tabla 7) está basada en la interpretación de la carta geológico-minera “Pahuatlán”

(F14-D73) que hace el SGM (2004) en el flanco derecho del anticlinorio de Huayacocotla

por lo que pueden diferir de lo reportado por PEMEX.

Tabla 7. Columna litoestratigráfica del área aledaña al afloramiento en el CPSMO-H.

Resultados


Capítulo 5. Resultados de las actividades en campo y laboratorio.

5.1. Resultados de las actividades de campo.

En el afloramiento seleccionado para el presente trabajo, se exhiben las formaciones:

Tamaulipas Inferior del Berriasiano, Pimienta del Tithoniano y Tamán del Kimmeridgiano.

En esta localidad los estratos de dichas formaciones presentan un rumbo general NW–SE

con un echado de capa que varía entre los 10 y 35 grados en dirección al SW, mientras que,

el corte carretero que dio origen a este afloramiento, presenta una pendiente opuesta al

echado de capa, en dirección al NE y de magnitudes de entre los 10 y 40 grados

(figura 24); la conjugación de dichas características permite recorrer las rocas del

afloramiento en un sentido geocronológico del Berriasiano al Kimmeridgiano solo con

caminar en favor de la pendiente del camino vial.

Derivado de lo anterior, en el lugar de estudio fue posible medir una sección

litoestratigráfica de 154 m de espesor y perpendicular al echado de capa, lo anterior con la

ayuda del “Báculo de Jacob” (figura 24). El punto inicial o metro cero, se estableció en los

estratos basamentales de la Fm. Tamaulipas Inferior, mientras que el punto final (154) se

ubicó en los horizontes litológicos correspondientes a la parte superior de la Fm. Tamán, lo

que incluye por ende toda la Fm. Pimienta. Tomando como base dicha sección, se

registraron puntualmente descripciones litológicas y sedimentarias, además de un

muestreo a intervalos de 1 m de distancia, así como la medición de minerales radiactivos

(K, U y Th), esto último con ayuda del quipo RS-121 Super Gamma Scintillomete y

directamente en las rocas de dicho afloramiento a intervalos de 0.5 m.

Figura 24. Características del afloramiento y principales equipos utilizados. a) Echado de capa y pendiente en el

afloramiento, b) Báculo de Jacob y c) RS-121 Super Gamma Scintillomete.

Resultados


5.1.1. Descripción litológica.

Las litologías que se registraron como parte de la sección medida (figura 25), en orden de

abundancia son:

a) Calizas con espesores de 10 a 90 cm.

Caliza cristalina de color gris claro en superficie sana y amarillo claro en

superficie intemperizada.

Caliza semi-arcillosa de color gris en superficie sana y gris claro en superficie

intemperizada, que exhibe bajo el microscopio estereoscópico, pequeñas

cantidades de microfósiles.

Caliza arcillosa de color gris obscuro en superficie sana y gris en superficie

intemperizada, que exhibe bajo el microscopio estereoscópico, importantes

cantidades de microfósiles. Esta roca es la que mayor abundancia presenta.

Caliza arenosa de color gris claro tanto en superficie sana como en

superficie intemperizada.

b) Lutitas (espesores de 5 a 30 cm).

Lutita de color negro en superficie sana y gris obscuro en superficie

intemperizada.

Lutita calcárea de color gris obscuro en superficie sana y gris en superficie

intemperizada.

c) Limolitas (espesores de 5 a 30 cm).

Limolita de color café en superficie sana y café claro en superficie

intemperizada.

Limolita de color amarillo en superficie sana y amarillo claro en superficie

intemperizada.

d) Depósito vulcanosedimentario (espesores de 5 a 15 cm).

Depósito vulcanosedimentario de color café rojizo en superficie sana y

naranja rojizo en superficie intemperizada.

e) Dolomita (espesor 20 cm).

Dolomita recristalizada de color gris claro en superficie sana y gris en

superficie intemperizada, con bandeamiento negro.

f) Bentonita (espesores de 5 a 25 cm).

Bentonita de color blanco en superficie sana y rojiza claro en superficie

intemperizada. Poca presencia.

Resultados


Figura 25. Algunas de las litologías descritas en campo vistas bajo el microscopio estereoscópico. a) Caliza cristalina de

color gris claro, b) Caliza semi-arcillosa de color gris, c) Caliza arcillosa de color gris obscuro con pocos microfósiles, d)

Caliza arcillosa de color gris obscuro con abundantes microfósiles, e) Caliza arenosa de color gris claro, f) Lutita calcárea de

color gris obscuro en contacto con una Lutita de color negro, g) Dolomita recristalizada, h) Depósito vulcanosedimentario.

Resultados


Dichas litologías que alternan entre sí, se disponen en los siguientes intervalos:

Intervalo 1 (0 – 13.50 m). Calizas cristalinas de color gris claro (10 - 25 cm de

espesor), que alternan esporádicamente con lutitas de color negro (espesor menor

a 5 cm), así como con dos horizontes bentoníticos (espesor menor a 5 cm).

Intervalo 2 (13.51 - 16.50 m). Calizas semi-arcillosas de color gris con escasos

microfósiles (10 - 50 cm de espesor), que alternan con lutitas de color negro

(5 - 15 cm de espesor).

Intervalo 3 (16.51 – 25.35 m). Calizas arcillosas de color gris obscuro con pocos

microfósiles (30 cm de espesor promedio), que alternan con lutitas de color negro

(espesor promedio de 10 cm), así como dos horizontes bentoníticos (espesor menor

a 5 cm).


microfósiles (10 - 85 cm de espesor), que alternan con lutitas de color negro

(10 - 30 cm de espesor), así como con dos horizontes bentoníticos (5 y 20 cm de

espesor) y un estrato de caliza arenosa de color gris (10 cm de espesor).


microfósiles (40 cm de espesor promedio), que alternan con lutitas de color negro

(5 - 15 cm de espesor). En este intervalo también se hayan alternadamente cinco

estratos de caliza arenosa de color gris (5 - 20 cm de espesor), además de dos

horizontes bentoníticos (5 y 25 cm de espesor).


microfósiles (10 - 50 cm de espesor), que alternan con lutita de color negro

(5 - 15 cm de espesor), así como un horizonte bentonítico (5 cm de espesor).

Intervalo 7 (55.61 - 74.60 m). Secuencia rítmica de calizas arcillosas de color gris

obscuro con pocos microfósiles, que alternan con lutitas de color negro. La sucesión

típica de esta secuencia está dada por un estrato de caliza de un espesor promedio

de 50 cm al que lo sobreyacen una intercalación rítmica de calizas del mismo tipo

con un espesor promedio de 20 cm y lutitas de un grosor promedio de 10 cm. En

este intervalo se observa solo un horizonte bentonítico (10 cm de espesor).


microfósiles (5 y 60 cm de espesor) que alternan con lutitas de color negro


Intervalo 9 (85.16 – 94. 30 m). Calizas arcillosas de color gris obscuro con pocos

microfósiles (10 - 80 cm de espesor), a veces interestratificadas con lutitas calcáreas

de color gris oscuro (5 – 10cm de espesor), que alternan con lutitas de color negro


Resultados



microfósiles y lutitas de color negro, ambas fuertemente deformadas; en donde se

observan pliegues en “Z” y “S”.


microfósiles (15 - 65 cm de espesor), a veces interestratificadas con lutitas calcáreas

de color gris oscuro (5 – 10 cm de espesor), que alternan con lutitas de color negro

(10 y 25 cm de espesor).

Intervalo 12 (108.01 – 111.20 m). Calizas arcillosas de color gris obscuro con

abundantes microfósiles (15 cm de espesor promedio), a veces interestratificadas

con lutitas calcáreas de color negro (5 cm de espesor), que alternan con lutitas de

color negro (5 cm de espesor promedio).


abundantes microfósiles (10 - 90 cm de espesor), a veces interestratificadas con

lutitas calcáreas (5 – 10 cm de espesor), que alternan con lutitas de color negro

(5 - 25 cm de espesor), así como trece horizontes bentoníticos (5 - 20 cm de

espesor).


abundantes microfósiles (15 – 65 cm de espesor), a veces interestratificadas con

lutitas calcáreas de color gris obscuro (5 – 10 cm de espesor), que alternan con

lutitas de color negro (5 - 30 cm de espesor).

Intervalo 15 (141.01 – 143.30 m). Alternación de lutitas de color negro (5 – 10 cm

de espesor), limolitas de color café y amarillo (5 – 10 cm de espesor), bentonita

(5 cm de espesor), caliza arcillosas de color gris obscuro con abundantes

microfósiles y un estrato de dolomita recristalizada de color gris claro. En este

intervalo se encontraron el fragmento fosilizado de un tallo de planta y la impresión

de una hoja.

Intervalo 16 (143.31 – 148.20 m). Calizas arcillosas de color gris obscuro

(figura 26) con abundantes microfósiles (15 – 25 cm de espesor), a veces

interestratificadas con lutitas calcáreas de color gris oscuro (5 – 10 cm de espesor),

que alternan con tres estratos de lutita de color negro (5 y 10 cm de espesor).


abundantes microfósiles en ocasiones sumamente intemperizadas (15 y 45 cm de

espesor), que alternan con lutitas de color negro (20 – 40 cm de espesor), limolitas

de color café y amarillo (10 - 25 cm de espesor); así como con tres estratos de

depósitos volcanosedimentarios (20 cm de espesor promedio) y un horizonte

bentonítico (5 cm de espesor).

Resultados


Figura 26. Esquema de la distribución litológica descrita en campo, así como los intervalos litológicos.

Resultados


5.1.2. Descripción Sedimentológica.

Las estructuras sedimentarias descritas en campo (figura 27) son:

Hummockys (HK). Estas se originan por las marcas de energía turbulenta, que

generan las tormentas marinas (generalmente), sobre los sedimentos marinos.

Rizaduras por corriente (CR). Estas se originan por la energía unidireccional de una

corriente submarina, perpetuando en los sedimentos estructuras ondulantes

asimétricas en una dirección establecida.

Canales (CH). Estos se originan por flujos gravitatorios de sedimentos, perpetuando

cuerpos ovalados y alargados. Estos ocurren dentro de un horizonte sedimentario o

por encima.

Figura 27. Estructuras sedimentaras observadas en campo. a) Estratificación paralela o laminar, b) canal, c) hummocky, d)

rizaduras por corriente.

Resultados


Figura 28. Intervalos litológicos y estructuras sedimentarias presentes en la sección medida en campo.

Dichas estructuras sedimentarias que varían de centímetros a

metros, y en relación con los intervalos litológicos previamente

descritos, se disponen de la siguiente manera a lo largo de la sección

medida (figura 28):

Intervalo 1: CH.

Intervalo 2: HK.

Intervalo 3: CH.

Intervalo 4: HK.

Intervalo 7: CR-HK-CR-HK-CH.

Intervalo 8: CR.

Intervalo 11: CR-CR.

Intervalo 12: CH.

Intervalo 13: CH-HK -CH-CR-HK-CH-CH-CH-CH-CH-CH-HK.

Intervalo 14: CH-HK-CH-HK-CH-HK.

Intervalo 16: CR.

Intervalo 17: CH-CH.

Las estructuras HK y CH son las que mayor presencia tiene, en

especial en cuanto se supera el metro 108 y siendo estas últimas las

más comunes a lo largo de toda la columna. Por otra parte las CR

hacen su aparición a parir del metro 58. Exceptuando dichas

estructuras sedimentarias, en lo general la estratificación paralela y

laminar predomina en las rocas de este afloramiento

Resultados


5.1.3. Espectrometría de minerales radiactivos (K, U y Th).

Los datos obtenidos con el RS-121, establecen que el

promedio de K, presente en las rocas del afloramiento

estudiado, es de 0.54% con un pico máximo igual al

1.8 % (metro 149), mientras que el promedio de U se

sitúa en los 5.47 ppm con un pico máximo equivalente

a los 14.2 (metro 115.5) ppm; finalmente el promedio

de los valores de Th es igual a 2.47 ppm con su

respectivo pico máximo situado en las 14.60 ppm

(metro 149).

Al graficar la abundancia de estos minerales con

respecto al punto en donde fueron tomados

(figura 29), se observa que la curva que representa al K

mengua constantemente a lo largo de la columna; por

otra parte la respectiva a los valores de U crece

conforme aumenta el espesor de la columna, mientras

que, la que representa al Th es de valores bajos pero

mucho más constante en su comportamiento que sus

homologas.

Cabe destacar que las tres curvas presentan un

aumento en la frecuencia de picos cuando rebasan el

metro 108. Además de coincidir en cuatro grandes

picos las curvas del K y del Th (metros 49.5, 63.3, 111.3

y149).

Figura 29. Curvas de las cantidades de

Potasio (K), Uranio (U) y Torio (Th) con

respecto a la sección medida.

Resultados


En el análisis de los datos K-U-Th (figura 30) (diagrama ternario de Paxton, Draft), se

observa que los datos obtenidos de estos minerales se localizan principalmente en la base

del polígono triangular (recta U – Th) con una notable tendencia hacia la arista que

representa al Uranio, y hacia la cual existe una mayor concentración de datos, indicando así

que los sedimentos intrínsecos en las rocas de la Fm. Pimienta de este afloramiento fueron

pre-oxidados y re-depositados en un ambiente anóxico con una tasa de sedimentación

baja.

Figura 30. Diagrama ternario Potasio (K) – Uranio (U) – Torio (Th). En rojo se observa graficados los 321 puntos analizados

con el RS-121, de acuerdo a las cantidades de dichos minerales.

Por otra parte, al determinar los valores de relación Th/K se estableció la abundancia de

montmorillonita, seguida de la illita. En menor cantidad se observa la presencia de micas,

caolinita y glauconita.

La relación Th/U indica que los datos del intervalo 0 – 11.5 m corresponden a los valores

propios de ambientes químicos de transición (anóxico → oxidante), mientras que los

localizados por debajo de dicho intervalo, pertenecen a los correspondientes a un

ambiente anóxico (figura 31).

Resultados


Figura 31 Curvas de las cantidades de: Potasio (K), Uranio (U) y Torio (Th) así como de las relaciones Th/U y Th/K. En este

último los cuadros de color gris oscuro indican abundancia absoluta, los rectángulos de color gris indican abundancia

relativa, mientras que los rectángulos de color gris claro indican mezcla de arcillas.

Resultados


La curva de GR construida en este estudio, presenta un

comportamiento de constante aumento conforme incrementa de

espesor la sección medida; dentro de dicha generalidad se

observan cuatro importantes puntos en los que el aumento de los

valores de GR (de cima a base) es abrupto. Estos cambios tan

notorios en el comportamiento de la curva, permiten dividir la

columna en 5 unidades y al menos 12 sub-unidades; esto es

posible basándose en la altitud y amplitud de los picos que las

conforman (figura 32).

Unidad GR 1. Abarca del punto de inicio hasta el metro 13.00, su

promedio de GR es de 26.31 API, con un pico máximo de

38.40 API (metro 4).

Unidad GR 2. Abarca del metro 13.01 hasta el 44.50, su promedio

de GR es de 46.36 API, con un pico máximo de 77.60 API (metro

42.2). Esta unidad puede ser dividida en las sub-unidades: 2-A

(13.01 – 25.00 m), 2-B (25.01 – 35.50 m) y 2-C (35.51 – 44.50 m).

Unidad GR 3. Abarca del metro 44.51 hasta el 108.00, su

promedio de GR es de 61.74 API, con un pico máximo de

111.60 API (metro 49.5). Esta unidad puede ser dividida en las

sub-unidades: 3-A (44.41 – 50.50 m), 3-B (50.51 – 56.00 m), 3-C

(56.01 – 73.00 m), 3-D (73.01 – 86.00 m) y 3-E (86.01 – 108.00 m).

Unidad GR 4. Abarca del metro 108.01 al 146.00, su promedio de

GR es de 81.81 API, con un pico máximo de 142.80 API (metro

111.3). Esta unidad puede ser dividida en las sub-unidades: 4-A

(108.01 – 111.00), 4-B (111.01 – 119.50 m), 4-C

(119.51 – 133.00 m) y 4-D (133.01 – 146.00 m).

Unidad GR 5. Abarca del metro 146.01 al 154.00, su promedio de

GR es de 97.83 API, con un pico máximo de 145.60 API (metro

149).

Estas divisiones reflejan cambios en la variabilidad litológica que

existe dentro de la sección levantada en campo.

Figura 32. Curva Gamma Ray de la sección medida. En esta imagen se observa cómo se puede dividir la sección medida en

intervalos definidos por el comportamiento de la gráfica de los valores de GR.

Resultados


5.2. Resultados de las actividades en Laboratorio.

Cada una de las 154 muestras tomadas en campo, se identificaron con la clave compuesta

Pim (Pimienta) seguida del valor correspondiente al punto de la sección medida en que

fueron adquiridas (ej. Pim-14). De este total, se seleccionaron 38 ejemplares para realizarse

en ellos los estudios de Petrografía Sedimentaria, Pirolisis Rock Eval, Petrografía Orgánica,

Difracción de Rayos X y Microscopia Electrónica de Barrido, tal y como se muestra en la

tabla 8.

Tabla 8. Relación de las muestras analizadas así como las técnicas y sus correspondientes laboratorios.

La selección de estas 88 muestras se enfocó en dos aspectos principales: descripción

litológica y cambios importantes en la curva GR. Los factores que influyeron en la decisión

del número de muestras fueron: tiempo, recursos y cercanía de los laboratorios.

Los laboratorios seleccionados fueron: Laboratorio de Petrografía de la Escuela Superior de

Ingeniería y Arquitectura (ESIA) Unidad Ticomán en México D.F.; Laboratorios Weatherford,

en Houston, Texas; Laboratorio del Carbón de la Escuela Superior de Ingeniera “Lic. Adolfo

López Mateos” en Nueva Rosita, Coahuila; Centro de Nanociencias y Micro y

Nanotecnologías del Instituto Politécnico Nacional en México D.F.

Resultados


5.2.1. Petrografía Sedimentaria.

De las 38 láminas delgadas se identificó:

a) Microfósiles (figura 33),que en orden de abundancia son:

Radiolarios (Rd). Molina (2004) establece que dichos microorganismos son

planctónicos y de esqueleto silíceo; respecto a la columna de agua, su máxima

concentración se sitúa entre los 25 y 50 m de profundidad, y en torno a los 200 y

300 m, en ambientes más profundos su concentración decrece drásticamente

aunque se ha comprobado su presencia a profundidades cercanas a los 4000 m.

Estos suelen abundar más donde existen corrientes de surgencia. Su rango

estratigráfico va desde el Cámbrico hasta nuestros días. Los esqueletos de estos

organismos se preservan, junto con el CaCO3, por debajo de los 1000 m de

profundidad, mientras que si estos supera el nivel de compensación de la calcita (±

4000 m) forman pedernal. Estos se encuentran presentes desde la lámina Pim-14

hasta la Pim-153, exceptuando Pim-46, 141 y 149.

Figura 33. Microfotografías vistas con luz paralela con los Fósiles encontrados en lámina delgada. Los más abundantes y

que más variedades presentan son los Radiolarios (Rd): a) solidificado por fuera y calcificado por dentro, visto en corte

horizontal (Pim-113), b) sin alguna mineralización, visto en corte horizontal (Pim-118), c) piritizado, visto en corte

horizontal (Pim-113), d) calcificado, visto en corte horizontal (Pim-130), e) sin mineralización, visto en corte frontal

(Pim-93), seguido de Calpionélidos (Cp) vistos en secciones frontal (T) y horizontal (H) (Pim-12), Ostrácodos (Os) (Pim-14),

Saccocoma (Sc) i) calcificado, visto en corte frontal (Pim-99), j) calcificado, visto en corte frontal (Pim-88), k) calcificado,

visto en corte frontal (Pim-148), así como Foraminíferos bentónicos (Fb) f) calcificado, visto en corte frontal (Pim-16),

g) calcificado, visto en corte frontal (Pim-148) y h) calcificado, visto en corte frontal (Pim-123).

a b

j

k

c d e

f g

h

i

Resultados


Calpionélidos (Cp). Molina (2004) establece que dichos microorganismos

planctónicos-pelágicos de esqueleto calcáreo, están relacionados íntimamente con

la presencia de radiolarios y escases de microfósiles bentónicos. Su rango

estratigráfico es del Tithoniense (Js) al Valangiense (Ki). Estos se encuentran

presentes en los intervalos de las láminas Pim-0 a Pim-43, Pim-58 a Pim-73, Pim-83

y de Pim-99 a Pim-107.

Ostrácodos (Os). Molina (2004) establece que dichos microorganismos pueden ser

planctónicos o bentónicos de valvas compuestas por sales minerales. Estos

organismos invertebrados son altamente susceptibles a cambios de salinos,

batimétricos, de temperatura y granulometría del sedimento. Comúnmente se

asocian a ambientes de agua dulce con preferencia por los transicionales, aunque

hay evidencias de ostrácodos de ambientes abisales pero son poco frecuente en

condiciones anóxicas. La máxima profundidad a la que se encuentran son los

1500 m. Su rango estratigráfico es del Ordovícico al Reciente. Estos se encuentran

presentes en los intervalos de las láminas Pim-0 a Pim-45, Pim-53 a Pim-63, Pim-73

y Pim-83.

Saccocoma (Sc): Crinoideos planctónicos-pelágicos de esqueleto calcáreo, con un

rango estratigráfico del Oxfordiense al Tithoniense (Hans Hess, 1972). Los

saccocomidos han sido generalmente reconocidos en facies de baja energía, o

restringidas en salinidad o contenido de oxígeno, como los ambientes marinos

distales (Hess, 1972; Moffat y Bottjer, 1999; Keupp y Matyszkiewicz, 1997) o las

zonas submareales (Milsom, 1994; Seilacher y Haff, 2004). Estos tienen presencia

en las láminas Pim-45, Pim-50, de Pim-83 a Pim-99, Pim-107, Pim-130, Pim-145,

Pim-148 y Pim-153.

Foraminíferos bentónicos (Fb). Son protistas unicelulares provistos de seudópodos,

al igual que protozoos como los radiolarios. Inicialmente su concha es de origen

orgánico, pero posteriormente es enriquecida con sustancias minerales como la

calcita. Estos son sensibles al cambio químico en los mares y aunque toleran bajas

cantidades de oxigeno no suelen presentarse en ambientes anóxicos. Estos tienen

presencia en las láminas Pim-12. Pim-16, Pim38, Pim-43, Pim-103, Pim-107, Pim-

123 y Pim-148.

La relación de estos microfósiles con respecto a la sección medida en campo se muestra a

continuación (tabla 9):

Resultados


Tabla 9. Distribución de los microfósiles presentes en lámina delgada a lo largo de la sección medida. Se observa la

preponderancia de los Radiolarios.

Resultados


b) Texturas (Dunham, 1962) y Ambientes de depósito (Flügel, 2004) (tabla 10):

Lamina Textura

(Dunham, 1962) Ambiente Marino

(Flügel, 2004)

Pim-0 mudstone-wackestone de calpionélidos cuenca pelágica abierta

Pim-12 mudstone-wackestone de calpionélidos cuenca pelágica abierta

Pim-14 wackestone moderadamente arcilloso de calpionélidos cuenca pelágica abierta

Pim-16 wackestone moderadamente arcilloso de calpionélidos cuenca pelágica abierta

Pim-23 wackestone arcilloso de radiolarios rampa hemipelágica


Pim-33 wackestone-packstone rcilloso de radiolarios rampa hemipelágica

Pim-38 wackestone-packstone arcilloso de radiolarios rampa hemipelágica



Pim-46 wackestone-packstone esparítico arenoso ̶














Resultados


Pim-109 packstone arcilloso de radiolarios cuenca distal profunda

influenciada por corrientes de fondo















Pim-141 caliza dolomitizada ̶



Pim-145 lutita calcárea de saccocoma ̶

Pim-148 packstone arcilloso de radiolarios en contacto erosivo con

una lutita negra

cuenca distal profunda influenciada por corrientes de

fondo

Pim-149 deposito volcanosedimentario ̶



Tabla 10. Texturas y ambientes de depósito de las 38 láminas delgadas.

Resultados


Cabe resaltar que el cambio textural de packstone a wackestone es abrupto mientras que

el cambio de wackestone a mudstone aparenta ser paulatino. Ejemplos de dichas texturas

pueden observarse en la figura 34:

Figura 34. Microfotografías (2.5x) con las texturas observadas en lámina delgada. a) mudstone-wackestone micrítico de

calpionélidos (Pim-0), b) wackestone moderadamente arcilloso de calpionélidos (Pim-14), c) wackestone-packstone

micrítico-arcilloso de radiolarios (Pim-68), d) packstone micrítico-arcilloso de radiolarios (Pim-138), e) lutita calcárea de

saccocoma (Pim-145), f) wackestone-packstone micrítico-arcilloso de radiolarios en contacto erosivo con una lutita negra

de saccocoma y radiolarios (Pim-148), g) depósito vulcanosedimentario (Pim-149) y h) wackestone-packstone esparítico

arenoso(Pim-46).

c) Mineralogía:

Los minerales observados bajo microscopio en orden de abundancia fueron: Micrita,

arcillas, cuarzo, pirita (romboidal y euhedral) y esparita, además se observó la presencia

de pequeñas cantidades de materia orgánica agrupada en estilolitas y cúmulos

amorfos. Ejemplos de lo anterior se pueden observar en la figura 35.

Resultados


Figura 35. Microfotografías con los ejemplos de los minerales y materia orgánica presentes en láminas delgadas. i)

fragmento de cuarzo visto con luz polarizada en la lámina Pim-23, j) fractura rellena de calcita vista con luz paralela en la

lámina Pim-16, k) cristal de pirita euhedral visto con luz paralela en la lámina Pim-14 y l) materia orgánica agrupada en

una estilolita vista con luz paralela en la lámina Pim-93.

d) Estructuras:

En cuanto a la estructuras sedimentarias, por esfuerzos y por actividad biológica se

refiere, la sección registra una estratificación masiva y/o laminar principalmente, la cual

se ve afectada por escasas fracturas y estilolitas que aparentemente no tiene ninguna

orientación preferente, estas se encuentran distribuidas a lo largo de toda la columna,

de igual modo se observa escasa bioturbación en las dos primeras muestras laminadas

(Pim-0 y Pim-12).

La distribución de todos los elementos anteriormente descritos (microfósiles, texturas,

ambientes, minerales y estructuras) con respecto a la sección medida, pude visualizarse en

la figura 36, de la cual cabe mencionar que algunos elementos son interpolados por la

cercanía a otros de la misma índole.

Resultados


Figura 36. Elementos observados y determinados de la petrografía sedimentaria, esto con respecto a la sección

medida.

Resultados


5.2.2. Pirolisis Rock Eval.

Los resultados de las 20 muestras analizadas por esta técnica (tabla 11) indican

contundentemente que el kerógeno presente en todos estos ejemplares es exclusivamente

del tipo IV, el cual tiene una T-max que varía de 305° C (Pim-68) a 424° C (Pim-143) con un

promedio de 382.05° C.

El IH registrado en las muestras varía de 1 a 11 mgHC/gCOT con un promedio de 3.60

mgHC/gCOT, mientras que el IO varia de 9 a 201 mgCO2/gCOT con un valor promedio de 36

mgCO2/gCOT.

Por otra parte el valor promedio de %COT es del 0.80% con un mínimo de 0.13% (Pim-14) y

un máximo de 1.25% (Pim-143). En lo concerniente al IP, este fluctúa entre el 50 y el 96%

con un valor promedio del 82%.

Los valores de S1 varían de 0.07 a 0.23 mgHC/gr con un valor promedio de 0.13 mgHC/gr,

respecto a los valores de S2, estos varían de 0.01 a 0.1 mgHC/gr con un valor promedio de

0.03 mgHC/gr. Finalmente los valores de S3 están dentro del rango de 0.08 y 0.32

mgCO2/gr, con un valor promedio de 0.18 mgCO2/gr.

Tabla 11. Resultados obtenidos del estudio de Pirolisis Rock Eval y Petrografía Orgánica. Cabe aclarar que los valores en

color gris de la columna de T-max son el promedio de su antecesor y sucesor en la lista, esto debido a que los datos

obtenidos directamente del laboratorio arrojaron como resultado -1, derivado probablemente al bajo contenido de

materia orgánica.

MuesraS1

mgHC/gr

S2

mgHC/gr

S3

mgCO2/gr%IP

IO

mgCO2/gCOT

IH

mgHC/gCOT%COT

Tipo de

Kerógeno

T-max

° C%Ro %Vitrinita %Inertinita

Pim-0 0.07 0.01 0.32 0.88 201 6 0.16 IV 422 — — —

Pim-14 0.07 0.01 0.16 0.87 121 8 0.13 IV 388 — — —

Pim-23 0.13 0.1 0.24 0.57 22 9 1.11 IV 355 0.4 0.87 1.18

Pim-28 0.13 0.06 0.29 0.69 39 8 0.74 IV 360 0.4 0.87 1.18

Pim-38 0.16 0.01 0.17 0.94 30 2 0.57 IV 354 — — —

Pim-45 0.18 0.01 0.12 0.95 10 1 1.25 IV 349 — — —

Pim-50 0.1 0.01 0.16 0.91 22 1 0.72 IV 385 — — —

Pim-58 0.12 0.01 0.08 0.92 9 1 0.88 IV 380 — — —

Pim-68 0.09 0.02 0.17 0.82 18 2 0.94 IV 305 — — —

Pim-79 0.13 0.03 0.1 0.81 9 3 1.13 IV 352 — — —

Pim-88 0.16 0.01 0.24 0.94 24 1 1.02 IV 421 — — —

Pim-99 0.11 0.01 0.1 0.92 21 2 0.47 IV 421 — — —

Pim-107 0.22 0.09 0.2 0.71 24 11 0.85 IV 422 — — —

Pim-113 0.12 0.02 0.17 0.86 15 2 1.12 IV 423 — — —

Pim-123 0.07 0.01 0.15 0.88 33 2 0.45 IV 414 — — —

Pim-130 0.23 0.01 0.16 0.96 15 1 1.04 IV 405 — — —

Pim-138 0.01 0.01 0.32 0.50 41 1 0.79 IV 422 — — —

Pim-143 0.18 0.08 0.2 0.69 16 6 1.25 IV 424 0.6 1.07 0.71

Pim-148 0.2 0.01 0.15 0.95 28 2 0.55 IV 333 0.6 1.07 0.71

Pim-153 0.07 0.03 0.19 0.70 22 3 0.87 IV 306 — — —

Promedio 0.13 0.03 0.18 0.82 36.00 3.60 0.80 IV 382.05 — — —

Resultados


5.2.3. Petrografía Orgánica.

Los resultados obtenidos de este estudio (tabla 11) indican que las muestras Pim-23 y Pim-

28 presentan materia orgánica en un 2.05%, dicho material es constituido en un 0.87% por

vitrinita y en un 1.18% por inertinita. En cuanto al valor de %Ro, los 18 fragmentos de

vitrinita observados en estos ejemplares, indican que dicho parámetro varía del 0.3 al 0.7%

siendo el valor promedio 0.4%. Del 97.95% de materia mineral en estas muestras, el

77.86% corresponde a carbonato de calcio (CaCO3).

Por otro lado en las muestras Pim-143 y Pim-148 se observó materia orgánica en un 1.78%,

de la cual el 1.07% corresponde a la vitrinita (figura 37) y el 0.71% a la inertinita. En cuanto

al valor de %Ro, los 11 fragmentos de vitrinita observados en estos ejemplares, indican que

dicho parámetro varía del 0.5 al 0.8% siendo el 0.6% el valor promedio. Del 98.22% de

materia mineral presente en estas muestras, el 78.97% corresponde a CaCO3.

Figura 37. Micrografía con los macérales observados en el estudio de Petrografía Orgánica. La imagen de vitrinita

corresponde a la muestra Pim-143, mientras que la de inertinita corresponde a la muestra Pim-23.

Es importante mencionar que durante la realización de este estudio la escases de

macérales, en específico de vitrinita, impidió obtener el conteo mínimo de ejemplares (50)

para poder establecer una estadística más confiable con respecto a los valores de %Ro.

Los resultados de este estudio así como los de Pirolisis Rock Eval graficados respecto a la

sección base de este trabajo se pueden observar en la siguiente figura (38):

Resultados


Figura 38. Resultados del estudio de Pirólisis Rock Eval y Petrografía Orgánica graficados con respecto al punto en la

sección medida. La línea punteado de color rojo dentro del carril de T-max indica el inicio de la ventana de generación de

aceite, mientras que la línea de color magenta en el carril de %Ro indica la frontera entre inmadurez y madurez térmica.

Resultados


5.2.4. Difracción de Rayos X.

Los resultados obtenidos de las 23 muestras analizadas por esta técnica (tabla 12), indican

que, el carbonato de calcio (CaCO3) está presente en todas las muestras con un promedio

del 52.66%, siendo la muestra Pim-149 con una 9.3% la de menor contenido de este

mineral, mientras que la muestra Pim-0 presenta el mayor contenido del susodicho con un

porcentaje del 97%.

Tabla 12. Resultados de la Difracción de Rayos X.

Respecto al contenido de sílice (SiO2), este mineral tiene una ocurrencia del 22.23%

(promedio), siendo inexistente en las muestras Pim-0 y Pim-141, mientras que en la

muestra Pim-46 alcanza su máximo valor con un 83.6% de presencia.

En cuanto a las arcillas, estas son ausentes en las muestras Pim-0, Pim-46, Pim-141 y Pim-

149, mientras que en la muestra Pim-148 representan el 44.10% siendo este valor el más

alto del total de ejemplares analizados; en promedio esta familia de minerales representa

el 14.54% de los constituyentes mineralógicos de las muestras examinadas. De esta última

cifra, el 0.59% pertenece a la montmorillonita ((Na,Ca)3(Al,Mg)2Si4O10(OH)2·nH2O), el

11.94% a la illita ((K,H3O)(Al, Mg, Fe)2(Si, Al)4O10[(OH)2,(H2O)), el 1.59% a la glauconita

((K, Na)(Fe3+, Al, Mg)2(Si,Al)4O10(OH)2) y el 0.42% a la Caolinita (Al2 Si2O5(OH)4).

Muestra %Calcita %Sílice %Arcillas %Dolomita %Pirita Total %Montmo. %Illita %Glauconita %Caolinita

Pim-0 97 0 0 0 3 100.00 0 0 0 0

Pim-14 80 0.2 19 0.4 0.5 100.10 2.2 12.7 4 0.1

Pim-23 76 16 8.01 0.2 0.6 100.81 1.51 4.6 0.9 1

Pim-28 58 9 31.78 1.7 0.2 100.68 0.43 28.3 2.85 0.2

Pim-38 68 18 10.1 0.2 2.2 98.50 1.5 7.2 0.4 1

Pim-45 29 35 32 0.4 2.4 98.80 0.9 21.8 9.2 0.1

Pim-46 16.3 83.6 0 0 0 99.90 0 0 0 0

Pim-50 35 42 17.74 2 1.8 98.54 1.04 11 5.7 0

Pim-58 95 1.2 2.55 0.2 0.43 99.38 0.1 0.9 1.53 0.02

Pim-68 2 11 63 21 3 100.00 2 55 3 3

Pim-79 87 8 3.9 1 0.6 100.50 0.3 2.9 0.5 0.2

Pim-88 63 12 23.46 0 1.4 99.86 0.25 22.5 0.41 0.3

Pim-99 79 15 3.74 0.9 0.7 99.34 0.34 3.2 0.2 0

Pim-107 82 13 4.69 0.14 0.1 99.93 0.06 2.51 2.1 0.02

Pim-113 67 20 11.28 0 0.1 98.38 1 8.22 1.06 1

Pim-123 47 26 19.85 7 0.3 100.15 0.05 19.6 0 0.2

Pim-130 92 4.2 3.38 0.1 0.5 100.18 0.4 1.8 0.98 0.2

Pim-138 20 56 24.01 0.01 1.02 101.04 0.31 23.4 0.3 0

Pim-141 34.69 0 0 65.3 0 99.99 0 0 0 0

Pim-143 38 22 2.2 37 0.4 99.60 0.4 1.5 0.2 0.1

Pim-148 16 0.1 44.1 39 0.87 100.07 0 41.8 0.3 2

Pim-149 9.3 85 0 0 4.7 99.00 0 0 0 0

Pim-153 20 34 10.49 34 1.1 99.59 1.59 5.8 2.9 0.2

Promedio 52.66 22.23 14.58 9.15 1.13 99.75 0.63 11.94 1.59 0.42

http://es.wikipedia.org/wiki/Sodio

http://es.wikipedia.org/wiki/Calcio

http://es.wikipedia.org/wiki/Aluminio

http://es.wikipedia.org/wiki/Magnesio

http://es.wikipedia.org/wiki/Silicio

http://es.wikipedia.org/wiki/Ox%C3%ADgeno

http://es.wikipedia.org/wiki/Grupo_hidroxilo

http://es.wikipedia.org/wiki/Potasio

http://es.wikipedia.org/wiki/Potasio

http://es.wikipedia.org/wiki/Sodio

http://es.wikipedia.org/wiki/Hierro


http://es.wikipedia.org/wiki/Magnesio









Resultados


Figura 39. Resultados del estudio de Difracción de Rayos X graficado con respecto al punto de la sección medida en que

fue tomada cada muestra analizada. El contenido de arcillas incluye las cantidades obtenidas de montmorillonita, illita,

glauconita y caolinita.

En este estudio se detectó en la mayoría de los ejemplares examinados la presencia de

dolomita (CaMg(CO3)2) con un promedio del 9.15% y una abundancia máxima del 65.30%

en la muestra Pim-141; de igual forma la presencia de pirita (FeS2) fue una constante en la

mayoría de las muestras con un promedio del 1.13%, siendo en la muestra Pim-149 la que

registró un mayor valor porcentual con el 4.7%.

La suma del promedio de calcita, sílice, dolomita y pirita (minerales que representa la

fracción frágil de una roca) es del 85.18%, lo que contrasta con el 14.54% de arcillas

(minerales que representa la fracción dúctil de una roca).

El comportamiento de estos resultados en relación a la sección medida se muestra a

continuación (figura 39):

Resultados


5.2.5. Microscopia Electrónica de Barrido.

En las imágenes obtenidas de la muestra Pim-23 (figura 40), se observa

predominantemente micro cristales de CaCO3 que conforman la matriz mineral de esta

roca; en algunas zonas de la superficie escaneada, el acomodo de estas partículas

minerales permite que entre ellas exista un gran número poros, no conectados entre sí,

estos espacios son de entre 1.5 y 4.7 µm aproximadamente, de igual modo se observó la

presencia de algunas fracturas de no más de 300 µm de longitud. Aunado a lo anterior es

destacable la presencia de pirita framboidal la cual presenta porosidades del orden de los

nanómetros, igualmente se apreció en esta muestra algunos cristales de pirita euhedral. En

lo general se puede afirmar que dicha muestra presenta dominantemente porosidad

intergranular del orden de los micrómetros y dentro de ciertas áreas únicamente, en

cuanto a la porosidad intraparticular solo se logró observar en los cristales framboidales de

la pirita que es el lugar donde se alcanza el orden de los nanómetros, no se observa

porosidad orgánica.

Figura 40. Imágenes obtenidas del MEB de la muestra Pim-23. En color rosa las áreas donde existe microporosidad

intergranular, en verde fracturamiento natural, en rojo el diámetro de los poros con sus respectivas magnitudes en

amarillo.

Resultados


En cuanto a la muestra Pim-68 (figura 41), en ella se observa una gran mezcla de arcillas

laminares (probablemente illita) con cristales de carbonato de calcio. Entre algunos

cúmulos de arcilla es posible observar cavidades aisladas de entre 20.3 y 30.5 µm,

derivadas de la transformación de la materia orgánica en kerógeno, del cual se aprecia un

poco de este material alrededor de dichas cavidades. Respecto a los cristales de calcita,

nuevamente su acomodo, tamaño y disposición propician una abundante porosidad

intergranular no conectada entre sí, con diámetros entre 0.7 y 2.2 µm. En lo general esta

muestra exhibe una porosidad micrométrica, que es consecuencia del acomodo de los

cristales de calcita, entre los que yacen cristales de arcilla que aparentemente no propician

del tipo de porosidad ates mencionada. Cabe resaltar la presencia de varios microporos de

origen orgánico.

Figura 41. Imágenes obtenidas del MEB de la muestra Pim-68. En color rosa las áreas donde existe microporosidad

intergranular incomunicada, en verde el diámetro de micro poros de origen orgánico, en rojo el diámetro de micro poros,

ambos con sus respectivas magnitudes en amarillo y en color azul fuerte posiblemente kerógeno.

Resultados


Finalmente la muestra Pim-138 (figura 42), se observa la predominancia de cristales de

calcita intercalados con algunas arcillas y radiolarios. En este caso los elementos

carbonatados presentan un tamaño y acomodo que propició porosidades en menor

medida que sus antecesores, la cual aparte de ser escasa está en un rango de 0.8 a 2.3 µm.

por su parte las arcillas, nuevamente laminares, se observan las escasa presencia de

porosidad intergranular. Finalmente la abundancia de radiolarios aparentemente

silicificados no promueve algún tipo de porosidad. Adicionalmente a lo anterior es notaria

la abundancia de fracturamiento natural de no más de 700 µm de longitud. En general la

muestra presenta poca microporosidad intergranular, así como poca porosidad por

fracturamiento.

Figura 42. Imágenes obtenidas del MEB de la muestra Pim-138. En color rosa las áreas donde existe poca microporosidad

intergranular, en verde fracturamiento natural, en rojo el diámetro de los poros con sus respectivas magnitudes en

amarillo; en morado un radiolario silicificado

Integración y Evaluación


Capítulo 6. Integración y evaluación de resultados.

6.1. Integración.

6.1.1. Delimitación de formaciones, miembros y unidades.

De acuerdo a lo observado en los resultados obtenidos de la descripción litológica y

sedimentaria, así como los correspondientes a la curva Gamma Ray y petrografía

sedimentaria (figura 43), dentro de la sección medida en campo se establece que: Las rocas

registradas en el intervalo comprendido entre el metro 0 y 13.50, corresponden a la

Formación Tamaulipas Inferior, así mismo, las litologías que yacen entre el metro 13.51 y

148.5 corresponden a la Fm. Pimienta, mientras que, las rocas que están por debajo de

este último punto y hasta el metro 154 pertenecen a la Fm. Tamán.

El primer contacto formacional (de cima a base) que es el correspondiente al de la

Fm. Tamaulipas Inferior con la Fm. Pimienta, se argumenta con base en lo siguiente:

Cambio textural de mudstone a wackestone de calpionélidos.

Cambio en el color de las rocas (gris claro → gris).

Aumento en la curva Gamma Ray (39.2 → 54.4 API).

Aparición de radiolarios, arcilla y fragmentos de cuarzo en lamian delgada.

Correspondencia con los intervalos litológicos 1 y 2.

El segundo contacto, que corresponde al de la Fm. Pimienta con la Fm. Tamán, tiene como

argumento lo siguiente:

Cambio litológico por la aparición de depósitos volcanosedimentarios y el aumento

de lutitas y limolitas.

Disminución en la frecuencia de estructuras sedimentarias.

Aumento en la curva Gamma Ray (97.3 → 130 API).

Aparición de saccocoma.



Figura 43. Formaciones, miembros y unidades determinados en la sección medida en campo. Integración de los resultados

obtenidos de la descripción litológica y sedimentaria, así como los correspondientes a la curva Gamma Ray y petrografía

sedimentaria.



Por otra parte, tal y como se observa en la figura anterior (figura 43), la Fm. Pimienta puede

ser divida con base en las descripciones de campo y la curva GR en los siguientes tres

miembros y doce unidades:

Miembro Superior (A): Este abarca entre los 13.51 y 44.50 metros. El límite superior

de este miembro corresponde al del contacto entre las formaciones Tamaulipas

Inferior y Pimienta, mientras que el contacto inferior se caracteriza principalmente

por un aumento en los valores de GR (36.4 → 58 API).Este se divide en las unidades

A-1 (13.51 – 16.50 m), A-2 (16.51 – 25.00 m), A-3(25.01 – 35.50) m y A-4

(35.51 – 44.50 m), las cuales obedecen a cambios en la curva GR y su cercanía a los

límites entre intervalos litológicos.

Miembro Medio (B): Este abarca entre los 44.51 y 108.00 metros. El límite inferior

de este miembro se caracteriza por el cambio textural de wackestone y packstone,

así como el aumento en los valores de la curva GR (31.6 → 92 API). Este se divide en

las unidades B-1(44.51 – 50.50 m), B-2 (50.51 – 56.00 m), B-3 (56.01 – 74.50 m), B-4

(74.51 – 86.00 m) y B-5 (86.01 – 108.00 m), las cuales obedecen a cambios en la

curva GR y su cercanía a los límites entre intervalos litológicos.

Miembro Inferior (C): este abarca entre los metros 108.01 y 148.50 metros. Su

límite inferior es el correspondiente al contacto entre la Fm. Pimienta y Fm. Tamán.

Este se divide en las unidades C-1 (108.01 – 111.00 m), C-2 (111.01 – 133.00 m) y

C-3 (133.01 – 148.5 m), las cuales obedecen a cambios en la curva GR y su cercanía

a los límites entre intervalos litológicos.



6.1.2 Características obtenidas de la Formación Pimienta.

El Miembro Superior (A) de la Fm. Pimienta consta de 3 m de caliza semi-arcillosa de color

gris que texturalmente corresponde a wackestone de calpionélidos, (unidad A-1) y 28 m

de caliza arcillosa de color gris oscuro que texturalmente corresponde a wackestone de

radiolarios (unidades A-2, A-3 y A-4). Entre estas litologías alternan esporádicamente lutitas

de color negro y algunas bentonitas, así como un solo estrato de caliza arenosa de color

gris claro (figura 44). En lámina delgada, además de radiolarios y calpionélidos se observó la

constante presencia de ostrácodos y algunos foraminíferos bentónicos así como fragmentos

de cuarzo y pirita. En general las rocas de este miembro presentan pocas evidencias

sedimentarias, prevaleciendo la estratificación masiva sobre la laminar en estratos

horizontales.

Figura 44. Características litológicas, sedimentarias y petrográficas del Miembro A de la Fm. Pimienta.

Este miembro superior, posee valores de GR entre los 30 y 77.60 API, con un promedio de

46.50 API (figura 45). En cuanto a su contenido orgánico %COT, este varía entre el 0.13% y

1.11% con un promedio de 0.64% que se considera como regular. Respecto a sus

indicadores térmicos, los valores de T-max oscilan entre los 355° C y 388° C, mismos que

corresponden a la etapa de diagénesis, al igual que los valores de %Ro los cuales varían

entre el 0.3 y 0.7 con un promedio de 0.4. El IO muestra una variabilidad de entre los 30 y

212 mgCO2/gCOT, mientras que el IH se muestra más estable con valores entre los 2 y 9

mgHC/gCOT, ambos índices correspondientes a un kerógeno tipo IV, el cual es congruente

con la presencia de inertinita (1.18%).



Figura 45. Gamma Ray, Pirolisis Rock Eval y Petrografía Orgánica del Miembro A de la Fm. Pimienta.

En cuanto al contenido mineralógico del Miembro A se refiere (figura 46), este se

constituye principalmente de carbonato de calcio con una presencia promedio del 67.33 %

el cual decrece de cima a base, por otra parte, el contenido promedio de sílice en las rocas

de este miembro es del 14.33% con un aumento paulatino de cima a base, mientras que el

contenido de arcillas en promedio es del 16.63% el cual es inconstante, por último, cabe

mencionar que el contenido dolomítico presente en estas rocas es escaso, con un

promedio de 0.7%. Derivado de la abundancia de CaCO3, en la muestra observada bajo el

Microscopio Electrónico de Barrido se determinó que la porosidad presente en dicha roca

es del orden de los micrómetros y del tipo intergranular, como consecuencia del mal

acomodo de los cristales de micrita.

Figura 46. Contenido mineralógico y tipo de microporosidad del Miembro A de la Fm. Pimienta.

Por su parte el Miembro Medio (B) de la Fm. Pimienta, con un espesor de 63.50 m, consta

de calizas arcillosas de color gris oscuro que texturalmente son wackestone de radiolarios,

y entre las que intercalan con regularidad lutitas de color negro además de algunas

bentonitas rojas y lutitas calcáreas (figura 47), en este sentido sobresale la unidad B-3, en la

cual la alternancia de calizas y lutitas es evidentemente rítmica y perfectamente delimitada.

Cabe mencionar que solo en la unidad B-1 existe la presencia de varios estratos de calizas

arenosas de texturas que varían entre packstone y wackestone. Además de la presencia de



radiolarios, es común observar en muestras de este miembro calpionélidos y saccocoma,

así como esporádicamente restos de ostrácodos y foraminíferos bentónicos. Todas estas

litologías presentan una estratificación preferentemente paralela o laminar en estratos

horizontales, la cual se ve afectada en escasas ocasiones por pequeñas fracturas y

estilolitas en las que yacen vestigios orgánicos, así como por estructuras sedimentarias por

rizaduras de corriente y hummockys; sin embargo, de lo anterior se exceptúa la parte

intermedia de la unidad B-5, la cual presenta una fuerte deformación estructural que afecta

únicamente a los estratos de entre los 94 y 101 m.

Figura 47. Características litológicas, sedimentarias y petrográficas del Miembro B de la Fm. Pimienta.



Los valores de GR que presenta este miembro intermedio, varían entre los 31.60 y 111.60

API, con un valor promedio de 61.54 API (figura 48). En cuanto a sus características

geoquímicas se refiere, el IO varía entre los 9 y 24 mgCO2/gCOT, mientras que el IH varía

entre el 1 y 3 mgHC/gCOT principalmente, estos índices de nueva cuenta son congruentes

con el kerógeno tipo IV que yace en las rocas de esta formación. Respecto a su contenido

orgánico (%COT), este varía entre el 0.47% y 1.25% con un promedio del 0.91% el cual se

considera regular. Por su parte, los valores de T-max en este miembro, oscilan de la unidad

B-1 a B-4 entre los 305° y 385° C (etapa de diagénesis), mientras que a partir de la unidad

B-5 fluctúa entre los 421° y 422° C (etapa de catagénesis), aunado a esto, la correlación de

promedios de %Ro indica que en el metro 85.50 (aprox.) las rocas de la Fm. Pimienta pasan

de la etapa de diagénesis a la de catagénesis. Lo anterior es resaltable ya que tanto los

valores de T-max, como la correlación de promedios de %Ro, indican que en el mismo

punto la Fm. Pimienta pasa de ser una formación inmadura a insípidamente madura, esto a

pesar de estar expuesta en superficie.

Figura 48. Gamma Ray, Pirolisis Rock Eval y correlación de los valores de %Ro del Miembro B de la Fm. Pimienta.

En cuanto al contenido mineralógico del Miembro B se refiere (figura 49), este se

constituye principalmente de carbonato de calcio con una presencia promedio del 54.25 %,

seguida del sílice con un 24.56%, arcillas con el 16.78% y finalmente dolomita con un

2.86%. El aumento paulatino en los valores de SiO2 se atribuye al incremento de radiolarios

fosilizados observados en lámina delgada, mientras que el pico más alto en valores de esta

sustancia, corresponde a los valores obtenidos de la DRx de una caliza arenosa. Por otra

parte es evidente que los valores de CaCO3 fluctúan en las primeras tres unidades de este



miembro, para posteriormente estabilizarse en las últimas dos. De igual modo, en este

miembro se observa una disminución en su contenido de arcillas, pese a que los valores

promedios son similares a los del miembro que sobreyacen a este, lo cual se explica por el

aumento en el No. de datos promediados y sus respectivos valores. Respecto a la muestra

(Pim-68) observada con el MEB, esta exhibe algunos fragmentos de arcillas, pero al igual

que su predecesora la porosidad es del tipo intergranular del orden de los micrómetros, sin

embargo cabe resaltar la presencia de escasos poros de mayor tamaño, los cuales se

asocian a una porosidad del tipo orgánica; tal y como se muestra en la figura 49,

aparentemente a un costado de uno de estos poros puede observarse una pequeña

cantidad de kerógeno, presumiblemente del tipo IV.

Figura 49. Contenido mineralógico y tipo de microporosidad del Miembro B de la Fm. Pimienta.

El Miembro Inferior (C) de la Fm. Pimienta litológicamente está conformado por calizas

arcillosas de color gris oscuro y que texturalmente son packstone de radiolarios, y que a su

vez se intercalan frecuentemente con horizontes de lutitas de color negro así como con

bentonitas rojas (figura 50), las que especialmente abundan en la unidad C-2, mientras que

en la unidad C-3 existe un intervalo (141.01 – 143.00 m) muy particular, ya que en este

existe la presencia de un horizonte dolomítico intercalado con abundantes limolitas tanto

de color amarillo como de color cafe; adicionalmente es posible observar en este miembro

algunos estratos de lutitas calcáreas de color gris oscuro interestratificadas con las calizas

antes mencionadas. Entre los estratos horizontales de estratificación masiva

correspondientes a estas rocas, se pueden observar con regularidad grandes estructuras

sedimentarias como hummockys y canales principalmente, mientras que en las secciones

delgadas de las muestras seleccionadas para petrografía sedimentaria, se apreciaron



abundantes radiolarios, algunos restos de saccocoma y foraminíferos bentónicos así como

cúmulos de materia orgánica.

Figura 50. Características litológicas, sedimentarias y petrográficas del Miembro C de la Fm. Pimienta.

De acuerdo a los resultados de espectrometría de minerales radiactivos, este miembro

posee valores GR que oscilan entre los 44 y 134.4 API, con un promedio de 81.38 API. Por

otra parte, al igual que los miembros Medio y Superior, este contiene kerógeno tipo IV, con

un IO entre los 15 y 41 mgCO2/gCOT, así como un IH entre 1 y 3 mgHC/gCOT

principalmente. El %COT en este miembro inferior, varia del 0.45% al 1.25% con un

promedio del 0.87%, el cual se considera regular (de acuerdo a PEMEX 2011). Lo valores de

T-max en las unidades C-1, C-2 y parte de la C-3 oscilan entre los 405° y 424° C, indicando

así que al menos hasta el metro 143, la Fm. Pimienta en el lugar de estudio, térmicamente

se encuentra en una etapa de madurez inicial; probablemente después de este punto la

temperatura descienda gradualmente hasta los 333° C correspondientes a la muestra Pim-

148, y no sea tan abrupto como se muestra en la figura 51. Lo anterior se plantea debido a

que los valores de %Ro en la base de la Fm. Pimienta varían entre el 0.5 y 0.7 con un

promedio de 0.6, los cuales son típicos de una etapa de catagénesis temprana. Por su parte

el maceral que más abunda es la vitrinita con 1.07% en las muestras analizadas.



Figura 51. Gamma Ray, Pirolisis Rock Eval y Petrografía Orgánica del Miembro C de la Fm. Pimienta.

Por otra parte, este miembro mineralógicamente se caracteriza por estar constituido en un

44.95% por carbonato de calcio, 18.32% de sílice, 14.97% de arcillas y en un 21.20% por

dolomita. Respecto a este último dato, casi en su mayoría se localiza desde el metro 141

hasta el 148.5, indicando así que la base de la Fm. Pimienta presenta una ligera

dolomitización. En la figura 52 se observa que de cima a base los valores de CaCO3

decrecen al igual que los de SiO2, mientras que los de arcilla se muestran más estables. En

cuanto a la porosidad de la muestra observada con el MEB, nuevamente es del tipo

intergranular del orden de los micrómetros.

Figura 52. Contenido mineralógico y tipo de microporosidad del Miembro C de la Fm. Pimienta.



En síntesis, la Fm. Pimienta en el lugar de estudio tiene 135 m de espesor y está constituida

litológicamente por wackestone y packstone intercalados con lutitas, bentonita y lutitas

calcáreas en estratos que en ocasiones exhiben estructuras sedimentarias como rizaduras

de corriente y hummockys. Las rocas Tithonianas de este afloramiento contienen

principalmente radiolarios, calpionélidos y ostrácodos, así como kerógeno IV, inertinita,

vitrinita y un contenido orgánico considerado como regular (de acuerdo a PEMEX 2011).

Térmicamente la mitad superior de esta formación es inmadura, mientras que la parte

inferior es insípidamente madura. Mineralógicamente el carbonato de calcio y la sílice

abundan más que los minerales de arcilla y la dolomita, mientras que la porosidad

observada es del tipo intraparticular principalmente, del orden de los micrómetros.

Finalmente cabe mencionar que la curva Gamma Ray (la cual muestra una excelente

correlación con los cambios texturales en las rocas) muestra un decreciente cambio de la

base a la cima de dicha formación (figura 53).

Figura 53. Síntesis de las principales características de la Fm. Pimienta en el lugar de estudio.



6.1.3. Potencial de la Formación Pimienta en el área de estudio como un yacimiento no

convencional del tipo “Hidrocarburos en Roca Generadora o Shale Gas/Oil”

Con la integración y análisis de los resultados obtenidos en la presente tesis, se determinó

que la Fm. Pimienta en el lugar de estudio (afloramiento del CPSMO-H) es una unidad

geológica con un potencial regular para posiblemente generar gas seco, lo anterior debido a

su contenido de material orgánico (0.80% prom.), inmadurez térmica (305° C - 424°C) y tipo

de Kerógeno (IV).

La presencia de este tipo de kerógeno tiene dos posibles explicaciones, una es que sea el

remanente carbonoso de la transformación de kerógeno II o III en hidrocarburos, los cuales

ya han migrado a otras áreas, sin embargo al registrarse valores de T-max menores a los de

la ventana de generación del petróleo y gas, es posible descartar esta opción ya que para

que este tipo de kerógeno sea un residuo carbonoso, tendría que presentar valores mucho

más elevados de temperatura máxima de pirolisis. Por otro lado, y con mayores resultados

que lo avalan, la presencia de kerógeno IV aunado a la de inertinita, probablemente sean

consecuencia directa de que la materia orgánica (vegetal, planctónica y algácea) que

conforma a este material precursor de hidrocarburos, haya sufrido una fuerte alteración

físico-química (intemperización) antes de depositarse en un ambiente marino altamente

anóxico. Dicha explicación se abordara con mayor énfasis en el tema 7.3.

En cuanto la falta de madurez térmica que estas rocas muestras en general, se puede

argumentar como un resultado “esperado” ya que la Fm. Pimienta en el CPSMO-H

comenzó su ascenso a la superficie desde finales del Cretácico, por lo que sus

probabilidades de alcanzar una madurez termal adecuada para la generación de

hidrocarburos se vieron ampliamente reducidas, sin embargo es sobresaliente el hecho de

que la mitad superior de esta formación este cercana a la etapa de catagénesis mientras

que la mitad inferior este próxima a las temperaturas de pirolisis adecuadas para la ventana

de generación de aceite, indicando claramente que pese a ser una formación que en esta

provincia geológica se exhibe en afloramientos, presenta características térmicas

interesantes y alentadoras.

Por otra parte y de acuerdo a la integración y el análisis de resultados, se establece que:

Las caracteristicas litologicas mas favorables para un yacimiento HRG estan contenidas

de la unidad A-1 a la B-4 y en los primeros 18 m de la unidad B-5, debido a que en este

intervalo predominan las calizas tipo wackestone por encima de lutitas y bentonitas.

Aunado a lo anterior la curva GR presenta una menor variabilidad en su

comportamiento dentro del intervalo comprendido entre la unidad A1 y B-5; por lo

tanto es posible afirmar que los miembros Superior y Medio de la Fm. Pimienta poseen

la menor variabilidad litológica, favoreciendo así a la perforación (navegación)

horizontal y fracturameinto hidráulico.



Las caracteristicas sedimentologicas mas favorables para un yacimiento HRG estan

contenidas de la unidad A-1 a la B-5, debido a que en este intervalo se observan

escasas estructuras sedimentarias, lo que denota un ambiente depositacional de baja

energía, favorable para la conservación de materia orgánica.

Basado en la observación de radiolarios, calpionélidos, ostrácodos y foraminíferos

bentónicos, así como en las texturas que estos exhiben en las calzas de dicha

formación, se establece que a excepción de la unidad A-1, todo las demás unidades (A,

B y C) de la Fm. Pimienta fueron depositadas en un ambiente marino que paso de

profundo a semi-profundo, con niveles altos de anoxia y una salinidad decreciente de

base a cima; fundamental en los yacimientos HRG para la conservación de materia

orgánica.

Las unidades con mayor riqueza orgánica son las situadas entre la unidad A-3 y C-3, las

cuales varían de un contenido regular a rico (de acuerdo a PEMEX 2011). Este

parámetro es de suma importancia ya que entre mayor sea la riqueza orgánica de una

roca, mayor es su potencial para generar hidrocarburos como un yacimiento HRG.

De acuerdo a las temperaturas máximas de pirolisis obtenidas del estudio

correspondiente, toda la Fm. Pimienta no posee características térmicas lo

suficientemente favorables para la generación de gas seco, sin embargo de la unidad

A-1 a la B-4 dicha formación pose temperaturas cercanas a la etapa de madurez,

mientras que de la unidad B-5 a la C-3 esta se encuentra en una etapa inicial de

madurez, con temperaturas cercana a las necesarias para el inicio de la ventana de

generación de aceite en los kerógenos II y III.

Toda la Fm. Pimienta posee potencial para la posible generación de gas seco, esto de

acuerdo a la presencia de kerógeno IV e inertinita.

Practicamente toda la formacion posee caracteristicas mineralogicas favorables para

un yacimiento HRG, ya que la suma del carbonato de calcio, el sílice y la dolomía,

superan al contendió de arcillas lo que la convierte en una unidad frágil, característica

indispensable para el fracturameinto hidráulico y la perforación horizontal. Sin

embargo de lo anterior se exceptúa al miembro Inferior de la Fm. Pimienta debido a la

abundante presencia de bentonitas, lo que dificultan considerablemente el

empleamiento de las técnicas anteriormente mencionadas.

Los tipos de microporosidad observados en las rocas de la Fm. Pimienta son

intergranular (principalmente) y orgánica, sin comunicación entre sí. Ambos tipos de

porosidades son favorables para el almacenamiento de hidrocarburos al ser

generados.

Todo lo anterior se representa en la figura 54, en la cual se observan los intervalos con las

mejores características para un yacimiento del tipo HRG.



Figura 54. Posibilidades de éxito de la Fm. Pimienta como un yacimiento HRG en relación a las características

determinadas en el presente estudio.

Por lo tanto: el Miembro B de Fm. Pimienta posee la mayor posibilidad de tener éxito como

un yacimiento HRG, debido su menor variabilidad litológica, características sedimentarias,

condiciones depositacionales, riqueza orgánica, condiciones térmicas, posible potencial

generador, características mineralógicas y microporosidad. Por otra parte, tanto el

Miembro A como el miembro C de dicha formación, poseen menos posibilidades de tener

éxito, ya que carecen de varáis características propicias para un yacimiento no

convencional de tipo HRG.



6.2. Evaluación.

6.2.1. Comparativa entre las características de la Formación Pimienta en superficie (CPSMO-

H) y subsuelo (PPT-M).

Una vez determinado el potencial de la Fm. Pimienta como un yacimiento no convencional

del tipo HRG en el CPSMO-H, es posible cotejar los resultados obtenidos con lo recopilado

del Play no convencional Tithoniano en la PPT-M (temas 3.2, 3.3, 3.4 y subtema 4.1.3), para

lo cual se muestra a continuación la tabla 13, que contiene tanto las características

obtenidas de la Fm. Pimienta en superficie, como las obtenidas por PEMEX del subsuelo.

Tabla 13. Características de la Fm. Pimienta en superficie y subsuelo. En esta tabla se observa la comparación entre los

datos obtenidos a partir del presente trabajo de la Fm. Pimienta en el CPSMO-H y los datos publicados por PEMEX del

subsuelo de la PPT-M.

Se puede deducir a partir de la tabla anterior que la Fm. Pimienta presenta una buena

correlación entre sus características del CPSMO-H y la PPT-M, siendo las más destacadas el

tipo de litología, ambiente de depósito, espesor, riqueza orgánica, posible potencial

generador y variabilidad litológica, sin embargo discrepan ampliamente en cuanto al tipo



kerógeno y profundidad; mientras que los valores de madurez térmica se observan

próximos entre sí.

Por otra parte, otro método de comparar (indirectamente) a esta formación entre ambas

provincias geológico-petroleras, es identificando las similitudes que existen entre sus

respectivas curvas Gamma Ray, tal y como se muestra a continuación (figura 55):

Figura 55. Comparación de la curva Gamma Ray de la Fm Pimienta en el CPSMO-H con su homóloga de la PPT-M.



Como se observa en la figura anterior, ambas curvas presentan una buena correlación

entre sí en al menos 28 puntos, siendo el miembro superior e inferior los que registran el

mayor número de similitudes. Por otra parte, se observa que los contactos entre

formaciones y miembros propuestos en este texto son muy similares a los establecidos por

PEMEX, afianzando aún más esta correlación entre ambas provincias.

Tomando en cuenta tanto la tabla 13 como la figura 55, es posible afirmar que la mayoría

de las características que presenta la Fm. Pimienta en afloramiento presentan continuidad

en el subsuelo, las cuales probablemente sean de escala regional, mientras que las escasas,

probablemente se deban a circunstancias o condiciones locales al lugar en el que dichas

rocas Tithonianas fueron depositadas, soterradas y alteradas.

Por lo tanto es posible sugerir que los afloramientos que esta formación exhiben entre

ambas provincias geológicas-petroleras, son una valiosa fuente de información geológica,

petrofísica y geoquímica, ya que probablemente estas presenten continuidad en el

subsuelo, permitiendo así que la información recabada en superficie pueda ser interpolada

en los modelados geológico y geofísicos, mejorando así la caracterización de este Play no

convencional para su explotación como un yacimiento no convencional del tipo de

Hidrocarburos en Roca Generadora.



6.2.2. Evaluación de las características de la Formación Pimienta en el lugar de estudio.

En el presente trabajo se propone como método evaluativo establecer las diferencias y

similitudes que existen entre las características de la Fm. Pimienta en superficie, con las

ideales para un Play no convencional de HRG, así como con los datos aportados por PEMEX;

de tal modo que si las características reportadas en el presente documento coinciden

parcial o totalmente con sus dos contrapartes (ideales y PEMEX), se asumirá que dichas

condiciones son óptimas para un Play de HRG, por otra parte, en caso de coincidir con las

características ideales, estas se considerarán como favorables, y en el dado caso de

coincidir únicamente con lo reportado por la paraestatal mexicana, se considerarán como

condiciones mínimas; finalmente en el supuesto de no coincidir con ninguna de las dos

contrapartes, se asumirá que estas condiciones son inapropiadas; y para establecer una

relación entre estas, se calculara el porcentaje de cada una de dichas condiciones con

respecto al número de características evaluables.

Tabla 14. Comparativa de las características de la Fm. Pimienta en superficie, con las características ideales para un Play

no convencional de HRG, así como con los datos reportados por PEMEX.

Por consiguiente se establece que las características obtenidas de la Fm. Pimienta en el

lugar de estudio son 53.8% óptimas, 15.3% favorables, 7.6% mínimas y 23% inapropiadas

para un yacimiento no convencional del tipo HRG. Por lo que al menos el 76.7 % de son

propicias para un yacimiento no convencional de este tipo.

Interpretación Geológica


Capítulo 7. Interpretación geológica de los resultados.

7.1. Secuencia Estratigráfica del lugar de estudio.

De acuerdo a García-Gutiérrez, L. (2003) que define “facies” como el aspecto, apariencia y

características de una unidad rocosa, que refleja usualmente las condiciones de origen y se

diferencia de las unidades adyacentes y asociadas. Con base en lo anterior, en la sección

medida se identificaron las siguientes (tabla 15):

1. Facies marinas de Cuenca, las cuales están representadas por calizas de tipo

packstone de radiolarios (cuenca profunda distal), así como por mudstone de

calpionélidos (cuenca pelágica abierta).

2. Facies marinas de Rampa, las cuales están representadas por calizas de tipo

wackestone de radiolarios y/o calpionélidos.

3. Facies marinas de Flujos de tormenta, las cuales están representadas por calizas

arenosas de tipo wackestone-packstone (proximal), limolitas y lutitas (distal).

4. Facies Volcanosedimentarias, las cuales están representadas por bentonitas y

depósitos volcanosedimentarios.

Tabla 15. Facies determinadas en la sección medida en campo.

Previamente establecidas las facies existentes en la columna litoestratigráfica realizada en

el presente trabajo, es posible determinar la geometría depositacional, tipo de sucesión,

sistema de tracto así como los cambios en el nivel del mar que estas implican; los cuales de

acuerdo a Nichols, G. (2009) se definen como:

Geometría depositacional. Son los cambios en la línea de costa, nivel del mar y tasa

de sedimentación que dan origen a los estratos de ambientes marinos o

transicionales Existen ocho tipos de geometrías posibles de acuerdo a esta

definición:

I. Si la tasa de suministro de sedimento es muy baja, entonces la costa

se moverá tierra adentro sin que la depositacional ocurra y con la

posibilidad de erosión.

II. Con tasas de sedimentación moderadas, pero un rápido aumento del

nivel del mar, la sedimentación ocurrirá conforme la línea de costa se

mueva tierra adentro.



III. Si la tasa de sedimentación es alta, entonces tan rápido como el nivel

del mar aumente, el espacio será ocupado por sedimentos,

provocando que la línea de costa quede en el mismo lugar.

IV. Si la tasa de sedimentación es alta, la línea de costa se moverá mar

adentro, a pesar de que el nivel del mar este aumentando.

V. Si la tasa de sedimentación es moderada y el nivel del mar estático, la

línea de costa se moverá mar adentro.

VI. A la menor caída del nivel del mar y/o altas tasas de sedimentación,

la línea de costa se mueve mar a dentro.

VII. Si la tasa de sedimentación es baja y la caída del nivel del mar es

relativamente rápida, no hay sedimentación y puede haber erosión.

VIII. Se puede producir una fuerte erosión en la costa con una caída en el

nivel del mar.

Sucesión. Es la disposición o acomodo de los estratos durante periodos de

aumento, estabilidad y caída del nivel del mar, observando las posiciones relativas

de tiempo y espacio de las facies que estos implican. Existen tres tipos de

sucesiones (tabla 16):

Agradacional. Se determina a partir de la observación de estratos de un

mismo tipo de facies y granulometría/textura, a los que se les sobreponen

estratos de igual o similares características. Las geometrías depositacionales

III y IV son típicas de este tipo se sucesión.

Progradacional. Se determina a partir de la observación de estratos de un

tipo de facie y granulometría/textura, a los que se les sobreponen estratos

de facies más someras/proximales así como granulometrías/texturas más

gruesas que las de sus antecesores. Las geometrías depositacionales IV, V y

VI son típicas de este tipo se sucesión.

Retrogradacional. Se determina a partir de la observación de estratos de un

tipo de facie y granulometría/textura, a los que se les sobreponen estratos

de facies más profundas/distales así como granulometrías/texturas más finas

que las de sus antecesores. La geometría depositacional II es típica de este

tipo de sucesión.

Tabla 16. Sucesiones estratigráficas de acuerdo a Nichos, G. (2009).



Sistema de Tractos. Es el término utilizado en la estratigrafía de secuencias para los

estratos depositados durante alguuna de las siguientes etapas de una secuencia

(ciclo) depositacional:

Sequence Boundary (SB). Es límite de secuencia o ciclo depositacional,

producido por la caída del nivel del mar, la cual provoca una superficie

erosiva o de discordancia en los sedimentos previamente depositados. Este

límite marca el final de un ciclo y el comienzo de uno nuevo.

Higstand Systems Tract (HST): Es la sedimentación ocurrida durante un

periodo de tiempo donde el nivel del mar es alto propiciando así suficiente

espacio de almacenamiento para los sedimentos. Típicamente los estratos

presenta sucesiones agradacionales o progradaciones.

Lowstand Systems Tract (LST): Es el periodo durante el cual el nivel del mar

es bajo (pero en aumento lento), y una tasa de sedimentación relativamente

alta. En este caso, la sucesión es inicialmente progradacional, convirtiéndose

en generalmente en agradacional.

Transgressive Surface (SF): es el punto en el que el espacio de alojamiento

supera la tasa de sedimentación por acción del aumento en el nivel del mar;

además de marcar el comienzo de sucesiones retrogradacionales.

Transgressive Systems Tract (TST): Es la sedimentación ocurrida durante un

periodo de aumento en el nivel del mar, el cual es más rápido que la tasa de

sedimentación. Típicamente las sucesiones observadas en este periodo son

de tipo retrogradacional, indicando así que la línea de costa se mueve tierra

adentro.

Maximum Flooding Surface (MFS): es el punto más lejano de la costa, mar

adentro, donde el incremento del nivel del mar, así como la tasa de

sedimentación están en equilibrio. Cuando esto sucede la transgresión cesa

y la línea de costa permanece estática, para posteriormente moverse en un

sentido regresivo (mar adentro).

Cambios en el nivel del mar: como su nombre lo indica, son los cambios en el nivel

de los océanos que modifican y condicionan los ambientes de depósito provocados

principalmente por los siguientes movimientos del nivel del mar:

Transgresión: es el aumento paulatino en el nivel del mar, el cual se ve

reflejado en el movimiento de la línea de costa en dirección tierra adentro,

propiciando (generalmente) depósitos sedimentarios de facies cada vez más

profundas.

Regresión: es la disminución paulatina en el nivel del mar, la cual se ve

reflejada en el movimiento de los litorales en dirección mar adentro,



propiciando (generalmente) depósitos sedimentarios de facies cada vez

menos profundas.

Regresión forzada: esta se diferencia de una regresión normal debido

únicamente a una caída abrupta en el nivel del mar.

Por lo tanto, de la disposición y asociación de las facies observadas en la descripción

litológica, así como como con los resultados de la Espectrometría de Minerales Radiactivos

se puede establecer lo siguiente:

Las facies de mayor jerarquía e importancia en la sección medida son las representadas por

calizas arcillosas y semi arcillosas de colores gris y gris oscuro con microfósiles, esto debido

principalmente a su abundante presencia, cambios texturales los cuales varían

(geocronológicamente) de packstone a wackestone y de este último a mudstone, así como

los ambientes depositacionales que estas indican (sub-tema 5.2.1.); por lo tanto es posible

afirmar que en lo general, y solo tomando en cuanta dichas litologías, la sección medida en

campo representa una típica sucesión retrogradante consistente en una geometría tipo II,

la cual es indicativa de un TST, ocurrido durante la transgresión marina del periodo Jurásico

y parte del Cretácico. Lo anterior se refuerza con la observación de las curvas GR y Th/U

(figuras 31 y 33, sub-tema 5.1.3.); las cuales indican una clara trasgresión de un mar

altamente anóxico que predomino al menos hasta finales del Jurásico. Esta breve conjetura

se ilustra en las siguientes figuras esquemáticas (56-A, B, C, D y E) para las cuales se

tomaron en cuenta aspectos geológicos recabados en los capítulos 3 y 4 del presente

trabajo, así como la delimitación de Formaciones y unidades propuestas en el subtema

6.1.1.



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Sin embargo, al incluir a este análisis estratigráfico las facies de flujos de tormenta, es

posible determinar otras características intrínsecas en la sección medida y relacionadas al

movimiento del nivel del mar, así como la cercanía de la línea de costa al lugar donde se

depositaron las rocas del afloramiento estudiado; ya que entre mayor sea la cantidad de

estratos relacionados a este tipo de facies, se infiere que más cerca se encontraba la línea

de costa, por el contrario, donde estos escasean, se deduce que la línea de costa se ubica

más lejos (tierra a dentro) al punto donde se sedimentaron, así bien, es posible identificar

de igual modo, aumentos en el nivel del mar o en la tasa de sedimentación. Dichas

primicias implican, de acuerdo a como se asocien estas con las facies marinas, diferentes

ciclos depositacionales dentro de los cambios en el nivel del mar.

Por lo que: a continuación se presentan las asociaciones de facies (tabla 17) observadas

dentro de la columna litológica descrita en campo, así como el tipo de geometría

depositacional, sucesión, sistema de tracto y movimiento marino al que cada una de ellas

representan. Cabe aclarar que las facies Volcanosedimentarias no se tomaran en cuenta en

el presente trabajo para dicha acción debido a que estas, pese a que tiene importantes

implicaciones geológicas, para efecto de establecer la secuencia estratigrafía carecen de

valor, ya que probablemente fueron transportadas aéreamente, por lo que poco tiene que

ver con el movimiento y los cambios en el nivel del mar.

Tabla 17. Asociación de facies determinadas en la descripción litológica hecha en campo.

Congruente con la tabla anterior, y previamente establecidas dichas asociaciones en la

descripción litología, se determinó que: En un sentido geocronológico, a partir de los

estratos correspondientes a la Fm. Tamán y hasta los respectivos a la unidad B-3 del

miembro B de la Fm. Pimienta, la asociación de facies predominante son del tipo MT, por lo

que todo este intervalo corresponde a un TST, en el cual hubo un gran aporte material

limoso y arcilloso debido a una relativa cercanía a la línea de costa, ya que las facies de

flujos de tormenta en este tracto son sumamente comunes entre las facies marinas de

cuenca y rampa.



Por otra parte en la unidad B-2 del miembro Medio de las rocas correspondientes al

Tithoniano, predominan las asociaciones MM, por lo que se infiere que esta unidad

corresponde a un HST, el cual probablemente deba su origen a una mayor cantidad de

agua entrante del proto-atlantico al entonces joven Golfo de México, mientras que por el

contrario, el miembro B-1 presenta numerosas asociaciones TM y MM, por lo que se

determinó que este representa un LST, indicativo de un aumento en la tasa de

sedimentación o una breve caída repentina del nivel del mar; lo anterior se infiere debido a

la presencia de numerosos estratos de calizas arenosas que generalmente se asocian a

facies de proximales de flujos de tormenta así como a la erosión de ambientes costeros

carbonatados, además de que estas litologías en lámina delgada carecen de minerales

arcillosos, por lo que incluso es posible afirmar que la energía del medio en que generaron

estas rocas aún era lo suficientemente fuerte para seguir erosionando a los sedimentos de

menor tamaño.

Por último, a partir de la unidad A-4 del miembro Superior de la Fm. Pimienta y hasta los

primeros estratos registrados de la Fm. Tamaulipas Inferior, se determinó que la asociación

de facies preferente es del tipo MM principalmente, seguida de las del tipo MT, por lo que

se dedujo que este intervalo de la sección medida corresponde en su mayoría a un HST, el

cual indica de igual manera que en la unidad B-2, un aumento en la cantidad de entrada de

agua asociado a la paulatina apertura del Golfo de México y la entrada de aguas Tetisianas

a esta zona, alejando de este modo la línea de costa tierra adentro con respecto al lugar de

sedimentación, por lo que el espacio de alojamiento para los sedimentos supero a la tasa

de depósito de estos. En este sentido, la unidad A-1 del miembro A de la Fm. Pimienta

evidencia con mayor fuerza un cambio importante en el medio sedimentario que prevalecía

en su momento, ya que esta unidad presenta un cambio transicional en cuanto a color de

la roca, textura, microfauna y mineralogía entre dicha formación de edad Tithoniana y su

sucesora del Cretácico Inferior.

Como síntesis de este tema, a continuación se muestra la figura 57, donde se presenta la

columna litológica levantada en campo y dividida de acuerdo al presente trabajo en

relación a la secuencia estratigráfica determinada a partir del análisis y relación de facies

presentes en el afloramiento estudiado.



Figura 57. Síntesis de la Secuencia estratigrafía de la Fm. Pimienta

en el lugar de estudio.



7.2. Descripción de los Ambientes sedimentarios establecidos para el lugar de estudio.

De acuerdo a la información recabada en el Capítulo 3, la obtenida en el Capítulo 5, y en

relación a lo establecido en el subtema 6.1.1., se establece lo siguiente para cada uno de

los ambientes de depósitos determinados de acuerdo a Flügel (2004):

Cuenca Distal Profunda (CDP): Correspondiente a la parte superior de la Fm. Tamán y el

miembro Inferior de la Fm. Pimienta, se interpreta que la sedimentación de este rango

litoestratigráfico ocurrió en un ambiente marino altamente anóxico e hipersalino tal y

como lo indica la escasa presencia de Foraminíferos bentónicos, la inexistencia de

Ostrácodos, la relación Th/U y el diagrama ternario K-U-Th; y a una profundidad que

oscilaba entre los 2000 y 3000 metros, lo anterior de acuerdo a la abundante presencia de

Radiolarios formadores de texturas packstone, el predominio mineralógico de CaCO3 que

presumiblemente se puede asociar a una atmósfera rica en CO2, así como a la observación

bajo el MEB de abundantes micro cristales de calcita precipitada y la ausencia de pedernal.

Por otra parte, la presencian de Saccocoma aunada de nuevo a la de Radiolarios, indican

que la parte pelágica de este mar Tithoniense poseía condiciones favorables para la

existencia de vida planctónica (figura58).

Figura 58. Esquema ilustrativo del ambiente de Cuenca Profunda Distal, identificado para la parte superior de la Fm Tamán

y la parte Inferior de la Fm Pimienta.

En cuanto al aporte de sedimentos se refiere y en congruencia con el diagrama ternario

K-U-Th, estos fueron previamente alterados química y físicamente para posteriormente ser

redepositados como arcillas, principalmente del tipo de la Illita y la Montmorillonita según

lo observado en la reacción Th/K y el contenido mineralógico obtenido de la DRx. De igual

manera, los resultados de Pirolisis y Petrografía Orgánica indican una escasa presencia de

material orgánico que fue previamente alterado química y físicamente también, para

posteriormente ser redepositado en el ambiente marino que se describe en este apartado.

Respecto a la sedimentación de carbonatos, arcillas, materia orgánica y microfósiles, esta

ocurrió durante un aumento paulatino del nivel del mar o transgresión marina (aplicable a

toda la sección levantada e campo), con una tasa de sedimentación que variaba de lenta a

moderada (en congruencia con el diagrama ternario K-U-Th), y la cual se veía superada por

dicho aumento del nivel mar (en congruencia con la geometría depositacional), ocasionado



por la apertura tectónica del entonces joven Golfo de México y la constante entrada de

agua proveniente del Tetis.

Todo lo anterior es indicativo de un régimen sedimentación de plataforma carbonatada

(aplicable a toda la sección levantada e campo), el cual se veía alterado por una

paleotopografía de características abruptas en donde los altos basamentales y depocentros

jugaban un papel fundamental modificando y restringiendo diferentes ambientes. Esto

podría explicar que pese a que la textura de estos carbonatos indican una cuenca distal

profunda, la abundante presencia de lutitas por flujos distales de tormentas sugiere una

relativa cercanía a la línea de costa de un paleoelemento positivo (probablemente el

Macizo de Teziutlán). Esta aparente incongruencia se explica al ubicar esta sedimentación

en una pequeña cuenca a las orillas de un alto basamental, lo que propiciaría la

profundidad necesaria y la cercanía a la línea de costa adecuada para dicha estratificación,

ya que al no encontrarse pedernal en el lugar de estudio es difícil colocar esta

sedimentación en un depocentro, ya que estos suelen se ser de mayores profundidades.

Finalmente, las rocas de este ambiente registraron una importante cantidad de estructuras

sedimentarias, deduciendo así que en el medio sedimentario de ese entonces, existía la

cantidad suficiente de energía como para perturbar los sedimentos que las integran; y

debido a que las estructuras de mayor presencia son las de canal, se sugiere que estas

fueron originadas por el traslado de los sedimentos debido a que el terreno posiblemente

presentaba pendientes que propiciaban este reacomodo, (las cuales se debieran al

fallamiento normal que sufrió el basamento por la apertura del Golfo de México) mientras

que a la par, los sedimentos eran perturbados también por las corrientes de surgencia o de

fondo, dando cabida a que se conservaran las estructuras tipo hummockys (y no

propiamente por la influencia de tormentas como se menciona en el subtema 5.1.2) y de

rizaduras de corrientes. Cabe mencionar que entre estas rocas se conservaron numerosos

estratos de bentonitas y al menos un deposito volcanosedimentario, por lo que se resalta

una importante actividad volcánica durante gran parte del tiempo que prevaleció este

ambiente de depósito.

Rampa Hemipelágica (RH): correspondiente al miembro Medio y Superior de la Fm.

Pimienta, se establece que los sedimentos, minerales, microfósiles y materia orgánica

formadores de estas rocas Tithonianas, fueron depositados en un ambiente marino

altamente anóxico, (de acuerdo a los resultados de las relaciones Th/U y K-U-Th), así como

la escasa presencia de Foraminíferos bentónicos), que oscilaba entre los 2000 y 3000 m de

profundidad, lo anterior con base en la presencia de Radiolarios en los wackestone

observados en lámina delgada y la ausencia de pedernal. A diferencia de su ambiente

predecesor, este perdido salinidad, ya que con frecuencia se observan Ostrácodos,

principalmente en el miembro A, los cuales son indicadores indiscutibles de un cambio en

la composición iónica del agua, en este sentido cabe mencionar que estas aguas poseían

una riqueza en carbonato de calcio según lo obtenido en la DRx y lo observado en el MEB.

Por otra parte a la par de dichos fósiles, se observan Calpionelidos, los cuales aunados a la



presencia de Radiolarios y Saccocoma, indican una abundante vida planctónico-pelágica en

estas aguas de procedencia Tetisiana (figura 59).

Figura 59. Esquema ilustrativo del ambiente de Rampa Hemipelágica identificada para los miembros B y A de la

Fm. Pimienta.

De igual modo, es posible afirmar que algunos resultados de la Espectrometría de

Minerales Radiactivos, Pirolisis y Petrografía Orgánica, sugieren que tanto los sedimentos

como la materia orgánica de este intervalo litoestratigráfico fueron alterados física y

químicamente, previo a su depósito en las aguas anóxicas y salinas de lo que

posteriormente se convertiría en el Golfo de México, las cuales y de acuerdo a la

descripción sedimentológica hecha en campo, aparentemente eran de baja o moderada

energía ya que se observan pocas estructuras sedimentarias. Respecto a los sedimentos de

origen terrígeno éstos nuevamente son arcillas principalmente del tipo de la Illita y

Montmorillonita.

Dicho ambiente sedimentario marino prevaleció durante un TST indicado hasta la unidad

B-3 del miembro intermedio de la formación que nos ocupa, mientras que la unidad B-1

nos indica que corresponde a un LST, debido a una caída rápida del nivel del mar

(Regresión forzada) o bien, a un aumento repentino en la tasa de sedimentación, lo

anterior en concordancia con la observación de numerosos estratos de calizas arenosas en

dicho miembro; mientras que la unidad B-2 así como todo el miembro Superior de la

Fm. Pimienta son característicos de un HST, debido a la constante presencia de estratos de

wackestone de Radiolarios que esporádicamente se ven intercalados con lutitas negras, lo

que es indicativo de un alejamiento a la línea de costa debido a la Transgresión marina.

Cuenca Pelágica Abierta (CPA): correspondiente a la unidad A-1 del miembro Superior de la

Fm. Pimienta y a todos los estratos registrados de la Fm. Tamaulipas Inferior, los cuales

faunisticamente contienen una importante cantidad de Calpionelidos y escasos Ostrácodos,

así como poca arcillocidad (de acuerdo a lo observado en lámina delgada y en DRx)

indicando así que estas rocas perdieron influencia directa de la línea de costa por su lejanía



a esta. Los sedimentos de dichas rocas se depositaron en un mar abierto a una profundidad

entre los 2000 y 3000 m, lo anterior con base en que al igual que el resto de la unidad

Superior de la Fm. Pimienta, el intervalo que en este apartado se describe, fue depositado

durante un HST, por lo que probablemente las batimetría fuese similar dado que el nivel

del mar era mayor y la tasa de sedimentación (moderada - alta), lo que es congruente con

al diagrama ternario K-U-Th y la geometría depositacional.

Figura 60. Esquema ilustrativo del ambiente de Cuenca Pelágica Abierta identificada para la unidad A-1 de la Fm. Pimienta

y los estratos registrados que corresponden a la Fm. Tamaulipas Inferior.

Cabe mencionar que en particular la unidad A-1 del miembro Superior de la Fm. Pimienta,

dadas sus características litológicas como textura, color y contenido microfosilífero, indica

un cambio o transición entre esta formación Tithoniana y su suprayacente como lo es la

Fm. Tamaulipas Inferior, lo anterior pude explicarse con una mayor entrada de aguas

Tetisianas, provocando cambios en la composición química del agua, mayores niveles de

oxígeno y un cambio en la biota del mar de esa era geológica; lo que a grandes rasgos se

podría mencionar como el momento en el que el Golfo de México se abre por completo;

sin embargo esto solo se expone en este texto como una posible teoría al respecto.

Al igual que sus predecesores, y con base en los mismos resultados, en este ambiente

marino se depositaron sedimentos (Illita y Montmorillonita principalmente) y material

orgánico, los cuales fueron previamente alterados química y físicamente, para después ser

trasladados al ambiente marino que aquí se describe; de igual forma se observan escasa

estructuras sedimentarias, entre las que se destacan las de bioturbación, advirtiendo con

ello la presencia de vida bentónica entre estos sedimentos, reforzando así la presencia de

mayores cantidades de oxígeno.



7.3. Modelo Sedimentario.

De acuerdo a los resultados obtenidos, las rocas en el área de estudio indican la interacción

de los ambientes sedimentarios anteriormente descritos, con un ambiente de transición

(terrestre-marino) del tipo “Estuario”, el cual se define como un cuerpo semi-cerrado de

aguas costeras que posee una conexión con el mar abierto y, dentro del cual, el agua de

mar es diluida mensurablemente con agua dulce proveniente del drenaje terrestre

(Cameron y Pritchard, 1963); usualmente este es divisible en tres sectores: a) marino o

inferior, en conexión con el mar abierto; b) estuario medio, sujeto a la fuerte mezcla de

agua dulce y salada, y c) estuario superior o fluvial, caracterizado por agua dulce sujeta a

una diaria acción mareal (Dionne, 1963).

De entre los distintos tipos de Estuarios, probablemente los de origen tectónico son los que

prevalecieron durante el tiempo de depósito de la Fm. Pimienta, debido a que las

condiciones topográficas que dominaban en prácticamente todo el basamento circúndate

al Golfo de México, eran de afectaciones por fallas normales (principalmente), dada la

apertura de este, lo que propicio grandes fosas (ej., Huayacocotla) y cuencas (ej.,

Tampico-Misantla) así como importantes altos basamentales (ej., Macizo de Teziutlán); de

igual modo se postula en el presente trabajo que dicha actividad tectónica también haya

propiciado depresiones topográficas como las anteriormente mencionadas, pero a menor

escala y dentro de algunos de los elementos positivos que sobresalían al mar Tithoniano en

la región, y las cuales dieron cabida este tipo de ambiente sedimentario transicional, que

era cubierto paulatinamente por el aumento del nivel del mar de esa época y rellenado por

sedimentos terrígenos y carbonatados, mientras que el constante aumento de este,

propiciaba de nueva cuenta, pero en otra depresión del mismo paleoelemento positivo, un

ambiente sedimentario semejante en tipo y origen.

Los Estuarios en general, son medios sedimentarios que independientemente de la mezcla

de agua dulce y salada, son de poca profundidad, con altos niveles del oxígeno,

influenciados constantemente por olas y corrientes marinas que proporcionan suficiente

turbidez entre las partículas para asegurar el transporte químico y físico de los sedimentos

(que suelen ser de grano fino), así como de material orgánico (Villegas, 2006).

Con base en lo anterior, se deduce que tanto los limos y arcillas, así como la mayor parte

del material orgánico (vegetal, planctónico y algáceo), aunado a microfauna transicional

como los Ostrácodos (los que proliferaron cuando el mar paso de ser hipersalino a salino)

y/o macrofauna marina como los Ammonites (no registradas en el presente trabajo, pero si

mencionadas frecuentemente por otros autores, tema 3.5), eran depositados en conjunto y

dentro de un amplio Estuario tectónico, en donde una vez sedimentados, comenzaban a

ser intemperizados rápidamente debido a las características naturales que típicamente

prevalecen en dicho ambiente transicional, modificando por esta razón sus características

químicas y físicas de procedencia. Cabe mencionar que lo anterior explica con coherencia la

presencia de Kerógeno IV, inertinita, facies de flujos de tormenta y el alto grado de



intemperizmo de sedimentos, identificado en el diagrama ternario K-U-Th; todos obtenidos

a partir de los diversos estudios realizados a las rocas del afloramiento que fue objeto de

estudio para el presente texto.

Posteriormente, con los periodos anuales de inundación, las variaciones mareales, así como

por diversos fenómenos hidrometeorológicos, los sedimentos, materia orgánica y parte de

la fauna depositada en el Estuario, eran re-erosionados mar adentro, para posteriormente

ser depositados de nueva cuenta, pero con sus características de procedencia totalmente

modificadas, en los distintos ambientes marinos descritos en el tema anterior, junto a la

microfauna planctónica-pelágica (radiolarios, calpionélidos y saccocoma), bentónica

(foraminíferos), carbonato de calcio y bentonitas; que prevalecían conjuntamente y eran

característicos del mar Tithoniano en esta parte del planeta durante el transcurso de dicha

era geológica.

A continuación se muestra la figura 61 con el modelo sedimentario propuesto.



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Conclusiones y Recomendaciones


Capítulo 8. Conclusiones y Recomendaciones.

8.1. Conclusiones

En el presente trabajo se logró cumplir con el objetivo general, así como con los objetivos

particulares, por lo que las conclusiones obtenidas son las siguientes:

1. De acuerdo a diversos autores y estudios, la Fm. Pimienta es la principal roca

generadora de México, en particular de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla

(PPT-M) donde Petróleos Mexicanos ha corroborado la existencia de un remanente

in situ de gas y aceite en estas rocas de edad Tithoniana; así como del Cinturón

Plegado de la Sierra Madre Oriental Sector Huayacocotla (CPSMO-H).

2. Los distintos tipos de Recursos no convencionales de aceite y gas son consecuencia

de la ausencia parcial o total de uno o más de los elementos del Sistema Petrolero.

3. Los Recursos no convencionales de aceite y gas pueden clasificarse de acuerdo a lo

propuesto en el presente trabajo como: Hidrocarburos no Convencionales,

Hidrocarburos no Convencionales en Yacimientos no Convencionales y Yacimientos

no Convencionales; considerando en esta última clasificación los de tipo

Shale Gas/Oil.

4. El término en inglés “Shale Gas/Oil” que generalmente es traducido como

“Gas/Aceite de lutita”, ha generando incertidumbre en algunos aspectos que

involucra dicha técnica, por lo cual se propone acuñar “Hidrocarburos en Roca

Generadora” (HRG) como un término en español que define desde una perspectiva

geológico-petrolera a los yacimientos no convencionales de este tipo. 5. La descripción litología, así como la petrografía sedimentaria indican que las rocas

que constituyen a la Fm. Pimenta en lugar de estudio son calizas arcillosas de color

gris oscuro tipo wackestone-packstone de radiolarios (principalmente), que alternan

frecuentemente con lutitas negras, así como con algunos horizontes de bentonita,

lutitas calcáreas y limolitas. adicionalmente se reporta la presencia de pocos

estratos de calizas arenosas, un estrato de dolomita recristalizada, y la ausencia de

pedernal que es mencionado frecuentemente por diferentes autores.

6. Las estructuras sedimentarias presentes en esta formación, en orden de

abundancia son: canales, hummockys y rizaduras de corriente.

7. Las lecturas de Potasio, Uranio y Torio así como las relaciones entre estos

minerales, indican que los sedimentos de esta formación fueron previamente

intemperizados y oxidados, y posteriormente depositados en un ambiente marino

altamente anóxico. Por otra parte la curva Gamma Ray construida a partir de estos

datos presenta una excelente respuesta a la descripción litológica hecha en campo,

así como una correlación en 28 puntos con su homologa de un pozo en la PPT-M.

8. En lámina delgada se observó la presencia de radiolarios, calpionélidos, ostrácodos,

saccocoma y foraminíferos bentónicos. De igual modo resalta la presencia de

fragmentos de cuarzo detrítico, pirita framboidal y cúmulos de materia orgánica.



9. Los resultados del estudio de Pirolisis Rock Eval evidencian que las rocas de esta

formación presentan kerógeno tipo IV, riqueza orgánica regular con valores máximos

de 1.25%, así como una madurez termal que varía de diagénesis (333° C) a

catagénesis inicial (424° C).

10. De la observación de macérales bajo el microscopio petrográfico, se concluyó que

las muestras examinadas contienen inertinita (principalmente), y vitrinita la cual

presenta una reflectancia que varía de inmadura (0.4 %Ro) a parcialmente madura

(0.6 %Ro).

11. Mineralógicamente, el carbonato de calcio es el mineral más abúndate en esta

formación con un promedio del 52.66%, seguido de sílice (22.23% prom.), arcillas

(14.58% prom.) y dolomita (9.15% prom.).

12. Se determinó que las microporosidades presentes en las rocas de esta formación

son del tipo intergranular principalmente, y orgánica en menor cantidad.

13. La integración de resultados permite proponer la división de la Fm. Pimienta en tres

miembros: Superior (A), Medio (B) e Inferior (C) y al menos doce unidades

litoestratigráficas.

14. La Fm. Pimienta en el lugar de estudio es una unidad que posiblemente tenga

potencial regular para generar Gas Seco, que puede ser extraído como un yacimiento

del tipo HRG. En este sentido el Miembro B de dicha formación posee las

características con mayor posibilidad de tener éxito como un no convencional de este

tipo.

15. Los afloramientos que la Fm. Pimienta exhibe entre ambas provincias geológicas-

petroleras, constituyen una valiosa fuente de información geológica, petrofísica y

geoquímica, ya que la información recabada en superficie puede mejorar la

caracterización de Plays no convencionales en el subsuelo para su explotación como

yacimientos del tipo de HRG.

16. La evaluación de las características de la Fm. Pimienta indica que estas son en un

53.8% óptimas, 15.3% favorables, 7.6% mínimas y 23% inapropiadas para un

considerarse como un yacimiento no convencional del tipo HRG.

17. El análisis de Secuencia Estratigráfica, indica que la parte superior de la Fm. Tamán y

hasta la unidad B3, del miembro Medio de la Fm. Pimienta, se depositaron durante

un Transgressive Systems Tract, mientras que de la unidad B2 y hasta la parte

inferior de la Fm. Tamaulipas Inferior fueron depositadas durante un Higstand

Systems Tract; a excepción de la unidad B1 que es indicativa de un Lowstand

Systems Tract.

18. El régimen sedimentario identificado en el presente estudio es congruente con uno

de Plataforma Carbonatada, el cual se veía influenciado por altos basamentales y

depocentros. En este sentido se propone que dicha formación poseerá mejores

características y potencial generador estando ubicada dentro de un depocentro,

mientras que si esta se localizan en las cercanías o dentro de un alto basamental

poseerá características menos propicias para la generación de hidrocarburos.



19. Los resultados obtenidos indican que las rocas del área de estudio fueron

influenciadas por la interacción de un ambiente sedimentario transicional del tipo

Estuario tectónico en donde los sedimentos de origen terrígeno, la mayor parte del

material orgánico y algunos fósiles eran depositados e intemperizados para

posteriormente ser re-transportados y sedimentados mar a dentro en ambientes

marinos anóxicos y de baja energía (Cuenca Distal Profunda, Rampa Hemipelágica y

Cuenca Pelágica Abierta) junto a otros microfósiles, minerales y bentonitas; todo lo

anterior probablemente a las orillas sumergidas de un alto basamental como el

Macizo de Teziutlán.

20. Las aportaciones del presente trabajo con respecto, tomando en consideración la

literatura pública en México, son: una nueva clasificación de los recursos no

convencionales, el termino Hidrocarburos en Roca Generadora, la identificación en

campo de calizas arenosas, dolomita recristalizada, ausencia de pedernal, diferentes

estructuras sedimentarias, construcción de la curva Gamma Ray a partir de la

medición de minerales radiactivos en afloramiento, kerógeno IV, inertinita,

identificación de ostrácodos y foraminíferos bentónicos, textura packstone (en un

caso de afloramiento), microporosidad intergranular y orgánica, la división de dicha

formación en 3 miembros y al menos 12 unidades litoestratigráficas, el

cotejamiento de información de afloramiento con información de pozo, la

identificación de tres ambientes marinos de depósitos y uno transicional, una

secuencia estratigráfica más detallada así como la propuesta de un nuevo modelo

sedimentario valido al menos para el lugar de estudio.

8.2. Recomendaciones.

1. Emplear estudios de: Cromatografía de Gases, Espectrometría de Masas y

Biomarcadores para afianzar la geoquímica orgánica.

2. Utilizar el estudio de Nano Identación para establecer el módulo de Young de una

roca y obtener datos de mecánica de rocas, necesarios en la caracterización de un

Play no convencional del tipo HRG.

3. Realizar pruebas de permeabilidad a una roca con potencial comprobado como un

yacimiento no convencional del tipo HRG.

4. Investigar y emplear nuevas técnicas para conocer el tipo y comportamiento de la

microporosidad en carbonatos arcillosos.

5. Realizar un análisis detallado de microfacies y bioestratigrafía en la Fm. Pimienta.

6. Detallar y mejorar la Petrografía Sedimentaria.

7. Hacer estudios petrográficos y geoquímicos en las bentonitas de la Fm. Pimienta

para conocer su origen y procedencia.

8. Cotejar los resultados obtenidos en este estudio con otros semejantes de

afloramiento y pozo para mejorar la caracterización de la Fm. Pimienta como un

yacimiento no convencional del tipo HRG a escala regional.

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Anexos


Anexos.

Descripción Litológica (con texturas incluidas) y Sedimentaria, Sucesiones Estratigráficas,

Curva Gamma Ray, Formaciones, Miembros y Unidades.

Anexos


Anexos


Datos obtenidos de la Espectrometría de Minerales Radiactivos.

METRO K

(%) U

(ppm) Th

(ppm) Th/K Th/U

GR (API)

0 0.4 1.4 1.4 3.5 1.0 23.2

0.5 0.6 1 1.6 2.7 1.6 24

1 0.4 0.7 1 2.5 1.4 16

1.5 0.3 0.8 1.5 5.0 1.9 17.2

2 0.8 1 4.3 5.4 4.3 38

2.5 0.7 1.7 1.4 2.0 0.8 30.4

3 0.6 1.1 2 3.3 1.8 26.4

3.5 0.8 0.5 3.3 4.1 6.6 30

4 0.9 1.8 2.4 2.7 1.3 38.4

4.5 0.5 1 2.3 4.6 2.3 25.2

5 0.5 0.6 2.7 5.4 4.5 23.6

5.5 0.6 0.9 1.1 1.8 1.2 21.2

6 0.4 1.3 1 2.5 0.8 20.8

6.5 0.4 1.5 1.3 3.3 0.9 23.6

7 0.7 0.8 2.1 3.0 2.6 26

7.5 0.6 1.4 1.6 2.7 1.1 27.2

8 0.6 2 1.8 3.0 0.9 32.8

8.5 0.5 1.1 1.5 3.0 1.4 22.8

9 0.5 0.6 1.6 3.2 2.7 19.2

9.5 0.6 1.7 3.4 5.7 2.0 36.8

10 0.5 1.7 1.5 3.0 0.9 27.6

10.5 0.4 1.2 1.6 4.0 1.3 22.4

11 0.4 1 1.5 3.8 1.5 20.4

11.5 0.6 1.4 3.4 5.7 2.4 34.4

12 0.5 1.2 1.5 3.0 1.3 23.6

12.5 0.6 1.7 1.7 2.8 1.0 30

13 0.5 1.9 1.5 3.0 0.8 29.2

13.5 0.8 2.7 1.2 1.5 0.4 39.2

14 0.7 3.9 3 4.3 0.8 54.4

14.5 0.5 2.4 2.8 5.6 1.2 38.4

15 0.5 1.9 1.7 3.4 0.9 30

15.5 0.7 2.8 2.1 3.0 0.8 42

16 0.6 3.4 2.3 3.8 0.7 46

16.3 0.9 4.1 2.4 2.7 0.6 56.8

16.5 0.5 3.2 0.8 1.6 0.3 36.8

17 0.8 2.7 2.6 3.3 1.0 44.8

17.5 0.6 4.1 1.4 2.3 0.3 48

18 0.8 3 2.9 3.6 1.0 48.4

18.5 1 3.8 3.3 3.3 0.9 59.6

19 0.4 1.6 0.9 2.3 0.6 22.8

19.5 0.6 5.1 0.7 1.2 0.1 53.2

20 0.5 3.6 2.6 5.2 0.7 47.2

20.5 0.4 3.2 1.8 4.5 0.6 39.2

21 0.6 2.5 1.7 2.8 0.7 36.4

21.5 0.5 4 2.1 4.2 0.5 48.4

22 0.6 2.5 3.3 5.5 1.3 42.8

22.5 0.6 2.7 2.3 3.8 0.9 40.4

23 0.5 4.4 2.3 4.6 0.5 52.4

23.5 0.5 3.9 2 4.0 0.5 47.2

24 0.5 3.7 1.8 3.6 0.5 44.8

24.5 0.3 4.3 1.9 6.3 0.4 46.8

25 0.4 2.3 3.1 7.8 1.3 37.2

25.5 0.5 2.8 1.8 3.6 0.6 37.6

26 0.6 3.1 3 5.0 1.0 46.4

26.5 0.9 5.1 4.7 5.2 0.9 74

27 0.6 2.8 2.8 4.7 1.0 43.2

27.5 0.6 3.5 1.9 3.2 0.5 45.2

28 0.5 2.6 3.2 6.4 1.2 41.6

28.5 0.5 4 2.2 4.4 0.6 48.8

29 0.7 3.2 2.6 3.7 0.8 47.2

29.5 0.8 5 3.6 4.5 0.7 67.2

29.8 0.7 3.9 2.3 3.3 0.6 51.6

30 0.4 5.7 1.2 3.0 0.2 56.8

30.5 0.2 3.6 1.9 9.5 0.5 39.6

31 0.4 6 2.8 7.0 0.5 65.6

31.5 0.3 3.7 2.2 7.3 0.6 43.2

32 0.6 4.7 2.2 3.7 0.5 56

32.5 0.4 3.1 1.2 3.0 0.4 36

33 0.3 5.2 2.4 8.0 0.5 56

33.5 0.4 2.7 2.1 5.3 0.8 36.4

34 0.5 3.6 1.9 3.8 0.5 44.4

34.5 0.5 2.5 2.9 5.8 1.2 39.6

35 0.5 3.3 2 4.0 0.6 42.4

35.5 0.5 2.4 1.7 3.4 0.7 34

36 0.5 2.5 2.2 4.4 0.9 36.8

36.5 0.6 5.6 3.8 6.3 0.7 69.6

37 0.4 3.5 2.1 5.3 0.6 42.8

37.5 0.7 3.3 2.8 4.0 0.8 48.8

38 0.7 2.6 3.4 4.9 1.3 45.6

38.5 0.7 4.1 2.3 3.3 0.6 53.2

39 0.7 4.1 2.1 3.0 0.5 52.4

39.5 0.8 3.8 1.6 2.0 0.4 49.6

40 0.4 3.1 1.7 4.3 0.5 38

40.5 0.4 3.4 3.7 9.3 1.1 48.4

41 0.5 4.6 1.6 3.2 0.3 51.2

41.5 0.4 2.6 1.2 3.0 0.5 32

42 0.4 5 1.9 4.8 0.4 54

42.2 0.5 7.8 1.8 3.6 0.2 77.6

42.5 0.3 4.3 2.7 9.0 0.6 50

43 0.3 4 1.6 5.3 0.4 43.2

43.5 0.5 2.4 1.7 3.4 0.7 34

44 0.2 3.9 1.4 7.0 0.4 40

44.5 0.4 2.9 1.7 4.3 0.6 36.4

45 0.6 4.6 2.9 4.8 0.6 58

45.5 0.7 5.2 1.8 2.6 0.3 60

46 0.7 5.1 3.2 4.6 0.6 64.8

46.5 0.8 5.7 2.9 3.6 0.5 70

47 0.6 2.9 2.7 4.5 0.9 43.6

47.5 0.5 5.9 2.1 4.2 0.4 63.6

48 0.5 4 2.8 5.6 0.7 51.2

48.5 0.9 3.5 3.8 4.2 1.1 57.6

49 0.7 5.4 4.2 6.0 0.8 71.2

49.5 1.5 5.8 10.3 6.9 1.8 111.6

50 0.9 4.7 6.8 7.6 1.4 79.2

50.5 0.8 4.9 4.1 5.1 0.8 68.4

51 0.7 4.9 3.6 5.1 0.7 64.8

51.5 0.8 6.8 3.2 4.0 0.5 80

52 0.5 3.4 3.2 6.4 0.9 48

52.5 0.6 5 4.1 6.8 0.8 66

52.8 0.8 5 2.4 3.0 0.5 62.4

53 0.5 3.3 1.2 2.4 0.4 39.2

53.5 0.7 4.2 1.8 2.6 0.4 52

54 0.4 3.9 1.7 4.3 0.4 44.4

54.5 0.5 6.8 2.4 4.8 0.4 72

55 0.7 2.5 1.7 2.4 0.7 38

55.5 0.6 4.5 2.1 3.5 0.5 54

56 0.4 2.3 2.5 6.3 1.1 34.8

56.5 0.8 5.7 2.5 3.1 0.4 68.4

57 0.5 4.9 2.5 5.0 0.5 57.2

57.5 0.7 3.9 2.5 3.6 0.6 52.4

58 0.7 5.2 1.3 1.9 0.3 58

58.5 0.4 6.8 1.5 3.8 0.2 66.8

59 0.5 4.5 2.4 4.8 0.5 53.6

59.5 0.4 4.7 0.8 2.0 0.2 47.2

60 0.4 5.8 1.5 3.8 0.3 58.8

60.5 0.6 6.2 2.2 3.7 0.4 68

61 0.5 5 1.8 3.6 0.4 55.2

61.5 0.7 5.4 2.2 3.1 0.4 63.2

61.6 0.6 5.3 1.9 3.2 0.4 59.6

62 0.4 3.1 1.2 3.0 0.4 36

62.5 0.7 2.5 2.6 3.7 1.0 41.6

63 0.5 5.4 1.4 2.8 0.3 56.8

63.3 1.3 7.5 6.6 5.1 0.9 107.2

63.5 0.7 5.2 1.5 2.1 0.3 58.8

64 0.5 6.8 0.9 1.8 0.1 66

64.5 0.5 5.1 1.2 2.4 0.2 53.6

65 0.4 4.1 2.3 5.8 0.6 48.4

Anexos


65.5 0.8 5 2 2.5 0.4 60.8

66 0.5 7.1 1.4 2.8 0.2 70.4

66.5 0.6 6.5 1.4 2.3 0.2 67.2

67 0.7 6.3 2.5 3.6 0.4 71.6

67.5 0.5 4.6 1.3 2.6 0.3 50

68 0.6 5.1 2.1 3.5 0.4 58.8

68.5 0.8 4.7 2.4 3.0 0.5 60

69 0.6 5 2 3.3 0.4 57.6

69.5 0.5 5.5 2.3 4.6 0.4 61.2

70 0.9 7 3.2 3.6 0.5 83.2

70.5 1 6.8 3.6 3.6 0.5 84.8

71 0.6 6 2.7 4.5 0.5 68.4

71.5 0.6 6.4 1.8 3.0 0.3 68

72 0.4 6 1.8 4.5 0.3 61.6

72.5 0.3 7.1 1.6 5.3 0.2 68

73 0.5 4 0.5 1.0 0.1 42

73.5 0.5 6.3 0.8 1.6 0.1 61.6

74 0.4 5.4 1.6 4.0 0.3 56

74.5 0.3 6.1 1.6 5.3 0.3 60

75 0.5 8.5 2.5 5.0 0.3 86

75.5 0.6 7 2.4 4.0 0.3 75.2

76 0.3 5.9 2.2 7.3 0.4 60.8

76.3 0.7 6.7 3.7 5.3 0.6 79.6

76.5 0.5 6.8 1.5 3.0 0.2 68.4

77 0.7 6.4 2.3 3.3 0.4 71.6

77.5 0.4 5.8 1.6 4.0 0.3 59.2

78 0.3 5.6 2.6 8.7 0.5 60

78.5 0.4 6.9 2.6 6.5 0.4 72

79 0.7 6.9 4.2 6.0 0.6 83.2

79.5 0.5 5.3 3.6 7.2 0.7 64.8

80 0.4 4.5 1.1 2.8 0.2 46.8

80.5 0.4 6.1 1.1 2.8 0.2 59.6

81 0.5 4.1 1.2 2.4 0.3 45.6

81.5 0.3 5.8 1.2 4.0 0.2 56

82 0.4 7.7 1.3 3.3 0.2 73.2

82.5 0.3 4.1 2.2 7.3 0.5 46.4

83 0.3 3.6 2.4 8.0 0.7 43.2

83.5 0.4 5.1 1.9 4.8 0.4 54.8

84 0.6 5.3 1.4 2.3 0.3 57.6

84.5 0.6 5.1 3.2 5.3 0.6 63.2

85 0.4 6.1 1.6 4.0 0.3 61.6

85.5 0.3 4.4 1.3 4.3 0.3 45.2

86 0.3 3.9 0.5 1.7 0.1 38

86.5 0.4 4.6 1.3 3.3 0.3 48.4

87 0.3 5.8 1.2 4.0 0.2 56

87.5 0.4 5.5 1.6 4.0 0.3 56.8

88 0.4 7.2 1.5 3.8 0.2 70

88.5 0.7 4.4 2.3 3.3 0.5 55.6

89 0.3 6.3 2.6 8.7 0.4 65.6

89.5 0.1 5 0.9 9.0 0.2 45.2

90 0.6 9.4 2.8 4.7 0.3 96

90.5 0.2 5.3 2.3 11.5 0.4 54.8

91 0.4 5.9 1.9 4.8 0.3 61.2

91.5 0.5 6 1 2.0 0.2 60

92 0.4 3.6 1.4 3.5 0.4 40.8

92.5 0.5 4.4 2.1 4.2 0.5 51.6

93 0.8 4.8 2.4 3.0 0.5 60.8

93.5 0.4 5.9 1.9 4.8 0.3 61.2

94 0.7 11.9 4.4 6.3 0.4 124

94.5 0.8 7.5 3.2 4.0 0.4 85.6

95 0.4 4.4 2.4 6.0 0.5 51.2

95.5 0.6 5.5 2.8 4.7 0.5 64.8

96 0.5 4.4 2.3 4.6 0.5 52.4

96.5 0.5 5.8 2.3 4.6 0.4 63.6

97 0.6 6 1.7 2.8 0.3 64.4

97.5 0.3 4.1 1.6 5.3 0.4 44

98 0.5 6 3 6.0 0.5 68

98.5 0.5 10.7 3.4 6.8 0.3 107.2

99 0.5 5.5 1.7 3.4 0.3 58.8

99.5 0.6 6.5 2.3 3.8 0.4 70.8

100 0.5 7.2 1.6 3.2 0.2 72

100.5 0.3 5.5 1.2 4.0 0.2 53.6

101 0.6 7.6 1.9 3.2 0.3 78

101.5 0.6 7.6 1.9 3.2 0.3 78

102 0.4 5.5 3.5 8.8 0.6 64.4

102.5 0.5 6.8 3.1 6.2 0.5 74.8

103 0.2 7.3 0.9 4.5 0.1 65.2

103.5 0.1 6.4 2.2 22.0 0.3 61.6

104 0.3 3.9 2.1 7.0 0.5 44.4

104.5 0.3 6.6 1 3.3 0.2 61.6

105 0.2 7.4 2.3 11.5 0.3 71.6

105.5 0.1 7.2 1.2 12.0 0.2 64

106 0.2 5.5 0.5 2.5 0.1 49.2

106.5 0.4 6.1 1.2 3.0 0.2 60

107 0.5 5.6 0.6 1.2 0.1 55.2

107.5 0.3 5.1 0.9 3.0 0.2 49.2

108 0.2 3.2 0.7 3.5 0.2 31.6

108.5 0.5 9.1 2.8 5.6 0.3 92

109 0.5 8 1.7 3.4 0.2 78.8

109.5 0.5 9.5 2.4 4.8 0.3 93.6

110 0.4 6.7 3.6 9.0 0.5 74.4

110.5 0.6 6.7 1.4 2.3 0.2 68.8

111 0.7 6.8 3.1 4.4 0.5 78

111.3 1.3 9.8 10.9 8.4 1.1 142.8

111.5 0.6 6.8 4.7 7.8 0.7 82.8

112 0.8 11.3 5.5 6.9 0.5 125.2

112.5 0.5 4 3.3 6.6 0.8 53.2

113 0.8 10.5 6 7.5 0.6 120.8

113.5 0.5 5.7 1.2 2.4 0.2 58.4

114 0.6 7 3.1 5.2 0.4 78

114.5 0.5 5.9 2.3 4.6 0.4 64.4

115 0.3 7.3 1.1 3.7 0.2 67.6

115.5 0.6 14.2 2.8 4.7 0.2 134.4

116 0.3 4.1 2.7 9.0 0.7 48.4

116.5 0.9 9.2 3.2 3.6 0.3 100.8

117 0.4 7.7 1.8 4.5 0.2 75.2

117.5 0.4 8.4 3.1 7.8 0.4 86

118 0.7 11.7 4.5 6.4 0.4 122.8

118.5 0.8 6.6 2.3 2.9 0.3 74.8

119 0.7 6.3 3.9 5.6 0.6 77.2

119.5 0.4 6.3 1.5 3.8 0.2 62.8

120 0.5 7.3 2.1 4.2 0.3 74.8

120.5 0.5 5.1 2.5 5.0 0.5 58.8

121 0.4 7.3 2 5.0 0.3 72.8

121.5 0.4 6 1 2.5 0.2 58.4

122 0.5 10.9 2.4 4.8 0.2 104.8

122.5 0.4 6.8 1.4 3.5 0.2 66.4

123 0.4 8.1 2.3 5.8 0.3 80.4

123.5 0.4 7.3 1.2 3.0 0.2 69.6

124 0.3 8.4 1.7 5.7 0.2 78.8

124.5 0.5 9.4 2.4 4.8 0.3 92.8

125 0.5 10.1 2.5 5.0 0.2 98.8

125.41 0.6 10.6 3.8 6.3 0.4 109.6

125.5 0.6 6.7 2.3 3.8 0.3 72.4

126 0.5 6.3 2.6 5.2 0.4 68.8

126.5 0.4 6.5 2.3 5.8 0.4 67.6

127 0.1 5.3 2.2 22.0 0.4 52.8

127.5 0.4 8.3 1.5 3.8 0.2 78.8

128 0.3 4.4 0.7 2.3 0.2 42.8

128.5 0.3 7.9 2.1 7.0 0.3 76.4

129 0.4 5.8 1.1 2.8 0.2 57.2

129.5 0.3 9 4.2 14.0 0.5 93.6

130 0.8 7.3 3.2 4.0 0.4 84

130.5 0.5 9.5 3.7 7.4 0.4 98.8

131 0.5 9.1 1.7 3.4 0.2 87.6

131.5 0.4 6.8 1.8 4.5 0.3 68

132 0.3 4.8 1.3 4.3 0.3 48.4

132.5 0.2 6.2 1.1 5.5 0.2 57.2

133 0.4 4.1 1.2 3.0 0.3 44

133.5 0.3 7.1 1.4 4.7 0.2 67.2

134 0.4 12.2 2.1 5.3 0.2 112.4

134.5 0.4 11.1 1.7 4.3 0.2 102

135 0.1 4.9 1 10.0 0.2 44.8

135.5 0.4 8.3 2.1 5.3 0.3 81.2

Anexos


135.6 0.6 10.8 3.1 5.2 0.3 108.4

136 0.3 5 1.4 4.7 0.3 50.4

136.5 0.4 8.3 1.5 3.8 0.2 78.8

137 0.5 7.9 2.2 4.4 0.3 80

137.5 0.5 10.4 1.2 2.4 0.1 96

138 0.6 5.8 3.2 5.3 0.6 68.8

138.5 0.8 11.6 5 6.3 0.4 125.6

138.8 0.8 9.3 4.6 5.8 0.5 105.6

139 0.5 6.3 1.7 3.4 0.3 65.2

139.5 0.5 5.4 3.3 6.6 0.6 64.4

140 0.9 10.5 3.8 4.2 0.4 113.6

140.4 0.7 9.1 3 4.3 0.3 96

140.5 0.6 8.8 4.3 7.2 0.5 97.2

141 0.8 8.5 6.5 8.1 0.8 106.8

141.5 0.6 8.2 2.9 4.8 0.4 86.8

142 0.5 7.8 2.9 5.8 0.4 82

142.5 1.1 9.4 5.6 5.1 0.6 115.2

143 0.4 5.6 1.8 4.5 0.3 58.4

143.5 0.7 8.3 3.3 4.7 0.4 90.8

144 0.3 5.4 1.5 5.0 0.3 54

144.5 0.6 11.6 1.5 2.5 0.1 108.4

145 0.7 12.4 1.6 2.3 0.1 116.8

145.5 0.4 8.2 1.3 3.3 0.2 77.2

146 0.4 3.4 3.3 8.3 1.0 46.8

146.5 0.4 3.6 3.2 8.0 0.9 48

147 0.4 3.9 4.5 11.3 1.2 55.6

147.5 0.7 8.6 2.6 3.7 0.3 90.4

148 0.6 9 4 6.7 0.4 97.6

148.5 1.1 8.5 11.1 10.1 1.3 130

149 1.8 7.3 14.6 8.1 2.0 145.6

149.5 1.2 8 7 5.8 0.9 111.2

150 1.2 8.3 6.3 5.3 0.8 110.8

150.5 1 8.6 5.2 5.2 0.6 105.6

151 0.7 8.1 3.7 5.3 0.5 90.8

151.5 1 8.3 6 6.0 0.7 106.4

152 1 8 4.5 4.5 0.6 98

152.5 1.2 9.4 5.7 4.8 0.6 117.2

153 0.6 4.9 2 3.3 0.4 56.8

153.5 1.4 10.3 6.5 4.6 0.6 130.8

154 0.9 5.1 3.8 4.2 0.7 70.4

Anexos


Microfotografías de la Petrografía Sedimentaria.

Anexos


Anexos


Graficas de la Pirolisis Rock Eval.

Anexos


Anexos


Resultados de la Petrografía Orgánica.

Anexos


Anexos


Microfotografías de la Petrografía Orgánica.

Muestras Pim-23 y Pim-28

Anexos


Muestras Pim-143 y Pim-148

Anexos


Resultados de la Difracción de Rayos X.

General information Analysis date 2014/09/05 16:09:39 Sample name Measurement date 2014/09/02 09:14:05 File name PIM-0 Operator Comment

Weight ratio

Phase name Content(%)

Calcite 97(176)

Pyrite 1(13)

Pyrite 1(15)

Pyrite 1(13)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

d=

4.4

0368

d=

4.3

4641

d=

4.1

66(2

)

d=

3.7

790(5

)

d=

3.2

896(4

)

d=

2.9

877(2

)d=

2.8

032(8

)

d=

2.4

630(3

)d=

2.4

3026

d=

2.2

5774(1

3)

d=

2.2

137(1

7)

d=

2.1

0735

d=

2.0

7244(1

2)

d=

1.9

6122

d=

1.9

088(3

)d=

1.8

9493(1

0)

d=

1.8

5811(1

0)

d=

1.8

034(2

)

d=

1.6

5884

d=

1.6

181(5

)d=

1.6

1374(1

1)

d=

1.5

9236(8

)d=

1.5

750(3

)d=

1.5

322(2

)d=

1.5

1482(3

)d=

1.5

0798(1

5)

d=

1.5

002(3

)d=

1.4

9922

d=

1.4

6392(7

)d=

1.4

3138(7

)d=

1.4

1315(1

1)

d=

1.3

753(3

)d=

1.3

680(4

)d=

1.3

4882(1

2)

d=

1.3

3191(1

5)

d=

1.2

9110(1

6)

d=

1.2

8905

d=

1.2

7855

d=

1.2

4165(9

)d=

1.2

3008(1

2)

d=

1.1

812(3

)d=

1.1

7496(1

0)

d=

1.1

4896(5

)d=

1.1

3747(6

)d=

1.1

208(3

)

d=

1.0

5814(1

2)

d=

1.0

4387(6

)d=

1.0

4153(6

)d=

1.0

3216(8

)

d=

1.0

0893(6

)

20 40 60 80 100

-2e+004

-1e+004

1e+004

2e+004

Inte

nsity (

cps)

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 80(12)

Quartz 0.2(16)

Pyrite 0.2(8)

Pyrite 0.2(5)

Pyrite 0.1(8)

Dolomite 0.4(10)

Montmorillonite 2.2(8)


Illite 0.5(8)

Illite 2.5(13)

Illite 0.1(7)

Illite 1.3(9)

Illite 2.3(12)

Illite 2.4(13)

Illite 2(2)

Illite 1.6(15)

Kaolinite 2M 0.1(5)

Glauconite 1.4(10)

Glauconite 1.3(9)

Glauconite 1.3(12)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 76(31)

Quartz 16(5)

Dolomite 0.2(3)

Pyrite 0.4(3)

Pyrite 0.1(2)

Pyrite 0.1(2)



Illite 0.7(8)

Illite 0.4(6)

Illite 0.2(6)

Illite 0.2(5)

Illite 0.1(3)

Illite 0.3(5)

Illite 0.3(5)

Illite 1.5(10)

Glauconite 0.4(6)

Glauconite 0.3(6)

Glauconite 0.4(7)

Kaolinite 2M 1.0(3)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0e+000

1e+005

2e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos


General information Analysis date 2014/09/05 13:46:30 Sample name Measurement date 2014/09/05 13:02:14 File name PIM-28 Operator Administrator Comment

Weight ratio


Calcite 58(6)

Quartz 9(3)

Pyrite 0.0(5)

Pyrite 0.1(3)

Pyrite 0.1(3)

Dolomite 1.7(8)



Illite 23(2)

Illite 0.9(11)

Illite 2.7(16)

Illite 0.1(6)

Illite 0.7(8)

Illite 0.2(8)

Illite 0.3(8)

Illite 0.4(7)

Kaolinite 2M 0.2(5)

Glauconite 0.92(10)

Glauconite 0.93(10)

Glauconite 1.00(11)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2.0e+005

2.5e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos


General information Analysis date 2014/09/05 12:48:26 Sample name Measurement date 2014/09/05 10:49:45 File name Pim-38 Operator Comment

Weight ratio


Calcite 68(50)

Quartz 18(12)

Pyrite 0.0(4)

Pyrite 2(5)

Pyrite 0.2(5)

Dolomite 0.2(19)

Illite 0.3(10)

Illite 3(3)

Illite 1(3)

Illite 1(2)

Illite 0.1(6)

Illite 0.1(6)

Illite 0.8(15)

Illite 0.9(16)



Glauconite 0.4(17)

Glauconite 0(3)

Glauconite 0(3)

Kaolinite 2M 1(3)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 29(19)

Quartz 35(19)

Pyrite 1.4(14)

Pyrite 0.5(11)

Pyrite 0.5(12)

Dolomite 0.4(5)

Illite 2(4)

Illite 1.5(18)

Illite 2.3(7)

Illite 2(2)

Illite 2.1(6)

Illite 2.7(8)

Illite 2.3(7)

Illite 7(3)



Glauconite 2.9(9)

Glauconite 3.1(9)

Glauconite 3.2(10)

Kaolinite 2M 0.1(8)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2.0e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 16.37(14)

Quartz 83.6(6)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

d=

4.3

459(1

3)

d=

4.2

027(1

0)

d=

4.1

45(3

)

d=

3.7

897(8

)d=

3.7

475(2

)d=

3.6

634(9

)d=

3.6

08(3

)d=

3.4

86(4

)d=

3.3

572(9

)d=

3.2

650(1

0)

d=

3.2

417(1

1)

d=

3.1

456(6

)d=

3.0

352(1

2)

d=

2.9

6947(9

)d=

2.8

377(3

)d=

2.7

862(5

)d=

2.6

805(1

1)

d=

2.6

8022

d=

2.6

277(1

0)

d=

2.5

459(1

5)

d=

2.5

155(9

)d=

2.4

5112(1

9)

d=

2.4

17(3

)d=

2.3

72(2

)

d=

2.2

4789(1

6)

d=

2.2

132(8

)d=

2.1

632(5

)d=

2.0

949(5

)d=

2.0

7617

d=

2.0

6410(1

3)

d=

1.9

942(4

)

d=

1.9

026(2

)d=

1.8

8863(1

2)

d=

1.8

5168(1

2)

d=

1.8

3327

d=

1.8

3034

d=

1.8

279

d=

1.7

96(3

)d=

1.7

70(2

)

d=

1.6

573(1

1)

d=

1.6

180(6

)d=

1.6

0911(1

8)

d=

1.5

8792(8

)d=

1.5

715(3

)

d=

1.5

307(9

)d=

1.5

2305(1

8)

d=

1.5

1088(1

1)

d=

1.5

0346(1

6)

d=

1.4

9514(1

8)

d=

1.4

869(6

)d=

1.4

602(2

)d=

1.4

2810(7

)d=

1.4

1033(9

)d=

1.3

800(4

)d=

1.3

7373(1

6)

d=

1.3

653(2

)d=

1.3

4636(8

)d=

1.3

2881(1

4)

d=

1.2

8740(1

1)

d=

1.2

765(3

)d=

1.2

547(4

)d=

1.2

3932(7

)d=

1.2

2738(6

)

d=

1.1

7939(1

8)

d=

1.1

7285(5

)d=

1.1

656(6

)d=

1.1

4734(5

)d=

1.1

3593(8

)d=

1.1

190(3

)d=

1.1

058(5

)d=

1.1

0090(1

4)

d=

1.0

935(8

)

d=

1.0

5644(7

)d=

1.0

4246(4

)d=

1.0

4002(5

)d=

1.0

3109(8

)

d=

1.0

0783(9

)

20 40 60 80 100

-2e+004

0e+000

1e+004

Inte

nsity (

cps)

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 35(35)

Quartz 42(26)

Pyrite 1.8(12)

Pyrite 0(2)

Pyrite 0(2)

Dolomite 2(3)



Illite 4(2)

Illite 0(3)

Illite 3(6)

Illite 1(3)

Illite 1(3)

Illite 1.8(9)

Illite 1(4)

Illite 0(2)

Glauconite 2.7(14)

Glauconite 1(3)

Glauconite 2.0(10)

Kaolinite 2M 0(2)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2.0e+005

2.5e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 95(6)

Quartz 1.2(7)

Pyrite 0.23(6)

Pyrite 0.2(4)

Pyrite 0.00(14)

Dolomite 0.2(6)



Illite 0.2(7)

Illite 0.1(4)

Illite 0.1(5)

Illite 0.1(5)

Illite 0.2(5)

Illite 0.1(5)

Illite 0.1(4)

Kaolinite 2M 0.0(2)

Glauconite 1.53(9)

Glauconite 0.0(3)

Glauconite 0.0223(13)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0e+000

1e+005

2e+005

3e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 2(6)

Quartz 11(9)

Pyrite 1(3)

Pyrite 1(3)

Pyrite 1(3)

Dolomite 21(15)

Montmorillonite 2(3)


Illite 1(4)

Illite 19(18)

Illite 6(12)

Illite 11(12)

Illite 4(6)

Illite 12(11)

Illite 1(5)

Illite 1(5)

Kaolinite 2M 3(5)

Glauconite 1(4)

Glauconite 1(5)

Glauconite 1(4)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 87(15)

Quartz 8(3)

Pyrite 0.4(2)

Pyrite 0.1(3)

Pyrite 0.1(3)

Dolomite 1.0(7)



Illite 0.3(7)

Illite 0.3(6)

Illite 0.2(5)

Illite 0.3(7)

Illite 0.3(6)

Illite 0.5(7)

Illite 0.5(7)

Illite 0.5(7)

Kaolinite 2M 0.2(3)

Glauconite 0.2(5)

Glauconite 0.1(5)

Glauconite 0.2(5)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 63(9)

Quartz 12(4)

Pyrite 1.0(7)

Pyrite 0.1(11)

Pyrite 0.3(3)

Dolomite 0.0(5)

Illite 0.5(13)

Illite 0.5(13)

Illite 20(3)

Illite 0.8(17)

Illite 0.1(9)

Illite 0.2(10)

Illite 0.2(11)

Illite 0.2(11)



Glauconite 0.064(9)

Glauconite 0.014(2)

Glauconite 0.34(5)

Kaolinite 2M 0.3(10)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 79(20)

Illite 1(2)

Pyrite 0.1(9)

Dolomite 0.9(16)

Pyrite 0.5(13)

Pyrite 0.1(12)

Quartz 15(7)

Kaolinite 2M 0.0(9)

Glauconite 0.2(12)

Illite 0.3(15)

Illite 0.4(15)

Illite 0.3(14)

Glauconite 0.0(15)

Illite 0.3(13)

Illite 0.2(13)



Glauconite 0.0(15)

Illite 0.2(13)

Illite 0.5(17)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0e+000

1e+005

2e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos


General information Analysis date 2014/09/05 14:34:25 Sample name Measurement date 2014/09/05 11:13:16 File name PIM-107 Operator

Weight ratio


Calcite 82(17)

Quartz 13(2)

Pyrite 0.1(6)

Pyrite 0.00(4)

Pyrite 0.00(4)

Dolomite 0.14(8)



Illite 0.2(3)

Illite 0.73(8)

Illite 0.1(2)

Illite 0.1(3)

Illite 0.28(3)

Illite 1.07(12)

Illite 0.1(2)

Illite 0.1(2)


Glauconite 2.1(2)

Glauconite 0.1(2)

Glauconite 0.01(11)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2.0e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 67(57)

Quartz 20(22)

Pyrite 0.1(5)

Pyrite 0.0(7)

Pyrite 0.0(7)

Dolomite 0(3)



Illite 4(8)

Illite 0.11(7)

Illite 0.11(7)

Illite 0(3)

Illite 1(4)

Illite 1(4)

Illite 1(4)

Illite 1(4)

Glauconite 0.06(3)

Glauconite 0(3)

Glauconite 1(4)

Kaolinite 2M 1(4)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0e+000

1e+005

2e+005

3e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 47(12)

Quartz 26(10)

Pyrite 0.0(4)

Pyrite 0.2(13)

Pyrite 0.1(10)

Dolomite 7(7)



Illite 0.2(13)

Illite 0.2(13)

Illite 0.2(13)

Illite 0.4(18)

Illite 0.2(13)

Illite 18(5)

Illite 0.2(12)

Illite 0.2(14)

Glauconite 0.0(12)

Glauconite 0.0(12)

Glauconite 0.0(10)


QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2.0e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 92(14)

Quartz 4.2(6)

Pyrite 0.3(3)

Pyrite 0.1(9)

Pyrite 0.1(9)

Dolomite 0.1(7)



Illite 0.0(11)

Illite 0.6(17)

Illite 0.2(12)

Illite 0.3(12)

Illite 0.3(13)

Illite 0.0(10)

Illite 0.1(13)

Illite 0.3(14)

Kaolinite 2M 0.2(9)

Glauconite 0.24(4)

Glauconite 0.37(5)

Glauconite 0.37(6)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0e+000

1e+005

2e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 20(14)

Quartz 56(16)

Pyrite 1(2)

Pyrite 0.01(6)

Pyrite 0.01(6)

Dolomite 0.01(19)

Illite 1.2(19)

Illite 0.8(16)

Illite 20(5)

Illite 0.4(13)

Illite 0.1(11)

Illite 0.3(11)

Illite 0.5(15)

Illite 0.1(7)



Kaolinite 2M 0.0(5)

Glauconite 0.0(6)

Glauconite 0.1(7)

Glauconite 0.2(10)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2.0e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 34.69(9)

Dolomite 65.3(10)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 38(24)

Quartz 22(14)

Pyrite 0.2(8)

Pyrite 0.2(15)

Pyrite 0.0(3)

Dolomite 37(13)



Illite 0.3(17)

Illite 0.4(16)

Illite 0.3(16)

Illite 0.2(14)

Illite 0.0(12)

Illite 0.1(12)

Illite 0.0(10)

Illite 0.2(12)

Kaolinite 2M 0.1(7)

Glauconite 0.0(12)

Glauconite 0.2(17)

Glauconite 0.0(12)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2.0e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 16(4)

Quartz 0.1(8)

Pyrite 0.47(15)

Pyrite 0.4(16)

Pyrite 0(2)



Illite 3(3)

Illite 0.8(19)

Illite 36(10)

Illite 0(2)

Illite 1(3)

Illite 0.4(19)

Illite 1(2)

Illite 0(2)

Dolomite 39(10)

Kaolinite 2M 0.2(8)

Glauconite 0.1(19)

Glauconite 0.2(11)

Glauconite 0(2)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2.0e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 9.3(12)

Quartz 85(21)

Pyrite 1.9(14)

Pyrite 1.2(15)

Pyrite 2.6(17)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

2.0e+005

4.0e+005

6.0e+005

8.0e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos



Weight ratio


Calcite 20(19)

Quartz 34(26)

Pyrite 0.5(16)

Pyrite 0(2)

Pyrite 0.6(19)

Dolomite 34(15)



Illite 0(2)

Illite 1(3)

Illite 1(3)

Illite 0(3)

Illite 0.8(4)

Illite 0.8(4)

Illite 2.2(10)

Illite 0(2)


Glauconite 0(2)

Glauconite 1.4(6)

Glauconite 1.5(6)

QAGraphs.emf

Measurement profile

20 40 60 80 100

0.0e+000

5.0e+004

1.0e+005

1.5e+005

2.0e+005

2-theta (deg)

Inte

nsity (

cps)

Anexos


Imágenes de la Microscopia Electrónica de Barrido.

Muestra Pim-23.

Anexos


Muestra Pim-68.

Anexos


Muestra Pim-138.

ESTUDIO DE LA FORMACIÓN PIMIENTA PARA EVALUAR SU POTENCIAL COMO UN YACIMIENTO NO CONVENCIONAL DEL...

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