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Geólogos
ASOCIACIÓN MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS, A.C.
DELEGACIÓN CD. DEL CARMEN
Petroleros
GACETA
1 No.
Directiva 2018-2020
16 de mayo 2019
Foto: @finemineralgallery, Pirita de Perú
La comisión Editorial de la AMGP Delegación Cd. del Carmen, tiene
pensado en todas sus publicaciones tocar temas de interés geológico
petrolero de tipo didáctico, que se espera sean de utilidad tanto a
estudiantes como a geo científicos de las diferentes disciplinas. Dichos
temas iniciaran desde la portada, donde tocaremos temas de
mineralogía, petrografía y paleontología en forma secuencial;
asimismo, se presentaran artículos técnicos elaborados por nuestros
asociados, además de temas históricos relacionados con la industria
petrolera. Se publicarán también entrevistas hechas a nuestros
asociados, para conocer sus puntos de vista e ideas de mejora para
nuestra Asociación.
La comisión editorial ha considerado imprimir la revista en tirajes
pequeños únicamente para los asistentes a las asambleas. Bajo el
concepto descrito, se pretende que la revista tenga utilidad práctica
como material de consulta académica y como apoyo técnico.
Como se puede ver, el proyecto para comisión editorial es ambicioso,
pero esperamos contar con la colaboración de los asociados para
lograrlo.
Iniciaremos los temas de portada con los minerales que están presentes
en las rocas sedimentarias y su influencia en la generación,
acumulación, entrampamiento y producción de hidrocarburos. Para el
primer volumen, hablaremos de “la pirita”, un mineral de importante
influencia en los ambientes sedimentarios, así como en la petrofísica de
los yacimientos petroleros.
E ditorial
María de Jesús correa López y
Francisco Javier Ángeles Aquino
Eduardo Gaytán Ramírez
Presidente
Lenin H. Tapia Abadia
Vicepresidente
Martín Jiménez Guerrero
Secretario
Julio Guzmán Pérez
Prosecretario
Yessica Guerrero Amador
Tesorero
Carlos Santiago García
Protesorero
Laura Beatriz Sánchez Flores
Coordinador de ayuda mutua
Luis Arturo Vega Muñoz
Sub-coordinador de ayuda mutua
Diana Stephanie Ayala Rodríguez
Diana Irene Salguero Olvera
Membresía
Héctor Melo Amaro
Óscar Borges Santana
Estudios técnicos
María de Jesús Correa López
Francisco Javier Ángeles Aquino
Comisión editorial
Lázaro Rafael Moreno Lara
Enrique Ortuño Maldonado
Nytia Ninnet Valdés ramos
Aurora Hernández Rossetti
Eventos sociales
Bernardo Matías Santiago
Aída Rubí Bravo Almazán
Eventos deportivos
Jaime Javier Ríos López
Jorge Javier Morales González
Comisión de honor y justicia
MESA DIRECTIVA ASOCIACIÓN MEXICANA DE
GEÓLOGOS PETROLEROS, A.C.
DIRECTIVA CD. DEL CARMEN
Í N D
I C
E
Informe de Asamblea
Origen y evolución de la
AMGP Delegación Carmen
Rocas y Minerales: La pirita
Artículo Técnico:
Modelo de Dolomitización por
Agua Marina
1
4
7
9
La entrevista con:
Yessica Guerrero Amador
25 Provincias Petroleras:
Cuenca Sabinas
35
Comisión Editorial
y Membresía 37
Informe de Asamblea - Delegación Cd. del Carmen
Acta de la Primera Asamblea Local Ordinaria Por Ing. Martín Jiménez Guerrero
La Asamblea inició a las 20:30 horas del
viernes 22 de marzo de 2019, en la cafetería
del club Petrolero Campechano, en Ciudad
del Carmen, Campeche. Prosiguiendo con la
orden del día:
1.– Registro de asistentes
2.– Bienvenida
3.– Lectura del Acta de la Asamblea anterior
4.– Elección de escrutadores
5.– Informe de las diferentes comisiones
a) Presidencia
b) Ayuda Mutua Lectura
(CV Jorge Pacheco)
c) Membresía
d) Tesorería
e) Editorial
f) Estudios Técnicos
6.- Altas y bajas de socios
7.– Toma de protesta de nuevos asociados
8.– Resultados de las elecciones
9.– Toma de protesta del nuevo vicepresiden-
te
10.– Asuntos varios
11.– Conferencia: El Sistema Petrolero y su
importancia en la Exploración por el
Ing. Luis Manuel Medrano Morales
12.– Tema Cultural: La salud renal en la
actualidad por la Dra. Patricia Estrada
13.– Clausura de la Asamblea
14.– Convivio
Siendo las 20:30 hrs. del viernes 22 de
marzo de 2019, se dio inicio a la Primera
Asamblea Ordinaria Local Delegación Cd. del
Carmen.
En primer lugar, se comentó que se tenía
hasta las 21:00 para cerrar las votaciones.
Se seleccionó a los escrutadores para la
votación del vicepresidente AMGP
Delegación Cd. del Carmen (Diana Irene
Salguero y Diana Stephanie Ayala).
El secretario Martín Jiménez, comentó
algunos puntos tratados en la reunión de la
Directiva Nacional realizada el 23 de febrero
del 2019 en Villahermosa, Tabasco.
Sobre el seguro colectivo Laura B. Sánchez
comentó que es Banorte el banco con el que
se esta trabajando, mencionó los requisitos
para ingresar a esta prestación, respondió y
aclaró dudas al respecto. Asimismo comentó
que a la fecha hay 51 socios con cuota al
100% y 5 pendientes, dos socios nuevos.
El Ing. Luis Medrano preguntó por la
actualización de beneficiarios, y se le explicó
que ya se tiene en avance importante en el
tema.
Se dio lectura al currículum del compañero
Jorge Pacheco Muñoz, se proyectaron fotos en
memoria de su recuerdo y se brindó un minuto
de silencio.
En cuanto a la membresía, Diana Ayala
comentó sobre la cuota de anualidad y las
opciones para realizar dicho pago.
GACETA AMGP 1 |
Informe de Asamblea - Delegación Cd. del Carmen
En el tema de “altas y bajas de socios”, el
Ing. Ángeles Aquino les tomó protesta de
nuevo ingreso a la AMGP Delegación Cd. del
Carmen a seis compañeros (Arturo Castro,
Iván Vega, Humberto Torres, Luis Lauro
Villanueva, José Melquiades, José
Guadalupe Gómez).
El Ing. Ángeles Aquino habló sobre los
códigos de ética que nacieron en la
Delegación Cd. del Carmen y que de no
cumplirse, se perderían sus virtudes y
conocimientos.
A las 21:00 hrs. Se dio inicio al conteo de
votos, los resultados fueron:
Laura B. Sánchez flores con 13 votos.
Cesar Cabrera Cuervo con 6 votos.
Lenin H. Tapia Abadia con 23 votos.
Siendo este último el vicepresidente del
AMGP Delegación Cd. del Carmen.
A las 21:30 hrs., se dio inicio a la plática “La
salud renal en la actualidad” por la
“Nefróloga” Dra. Patricia Estrada.
A las 22:05 el Ing. Luis Medrano inició con el
tema “El Sistema Petrolero y su importancia
en la Exploración”.
Se dio lectura a sus respectivos currículos y
se les hizo entrega de un reconocimiento.
Siendo las 22:55 hrs., el presidente de la
Delegación Cd. del Carmen Eduardo Gaytán
Ramírez dio por clausurada la Primera
Asamblea Ordinaria Local.
Resumen de la presentación
“La salud renal en la actualidad”
por: Dra. Patricia Estrada
La enfermedad renal crónica (ERC)
actualmente es la 11a. causa de muerte a
nivel mundial. Se estima que 850 millones de
personas en el mundo padecen enfermedad
renal por diversas causas, provocando al
menos 2.4 millones de muertes al año.
Las enfermedades renales surgen
frecuentemente de condiciones sociales
como pobreza, discriminación de género,
falta de educación, riesgos laborales y
contaminación, entre otros.
A pesar de que la enfermedad renal se
puede prevenir en algunos casos, es
frecuente que los pacientes necesiten
tratamientos de por vida, como
medicamentos, diálisis, hemodiálisis o
trasplante renal, los cuales en muchos casos
son inalcanzables.
Este año, el Día Mundial del Riñón se
propone concientizar sobre la alta y
creciente carga de la enfermedad renal en
todo el mundo y la necesidad de estrategias
para su prevención y tratamiento, el lema de
este año "Salud renal para todos, en todas
partes" hace un llamado para alcanzar una
cobertura de salud universal, especialmente
para la prevención y el tratamiento temprano
de la enfermedad renal. Como parte de estas
estrategias preventivas se consideran
8 Reglas de Oro para el cuidado de los
riñones.
Mantenerse en forma y activo
GACETA AMGP 2 |
Informe de Asamblea - Delegación Cd. del Carmen GACETA AMGP 3 |
Mantener un control regular de los
niveles de glucosa en sangre
Comer saludablemente y mantener
tu peso bajo control
Mantener una ingesta de líquidos
saludables
NO fumar
NO automedicarse
Checar tu función renal si tienes uno o
más factores de alto riesgo
Recordemos que la enfermedad renal se
puede prevenir, retrasar y/o mantener bajo
control cuando se implementan las medidas
necesarias para ello, de ahí la importancia de
acudir regularmente al médico si tenemos uno
o más problemas de salud.
Origen y Evolución de la
AMGP Delegación
Cd. Del Carmen M. En C. Francisco Javier Ángeles Aquino,
Ing. Héctor Melo Amaro
Como consecuencia del descubrimiento del
campo petrolero Chac en 1976, Cd. del
Carmen se constituyó en un distrito de
Pemex que dependía de la Zona Sur,
cuya sede se encontraba en Coatzacoalcos
Veracruz; por lo tanto, la Delegación de la
AMGP se localizaba en esta ciudad y los
asociados que radicaban en la Isla
únicamente pagaban sus cuotas pero no
participaban de las asambleas, reuniones,
ni demás beneficios que existían en el lugar
sede.
En aquel entonces, el representante local era
el Ing. Ulises Fuentes López, Superintenden-
te de Exploración en el Distrito de
Cd. del Carmen. Con el auge de la industria
petrolera, el distrito se constituyó en la Zona
Marina, y por ende, se creó la Delegación
Cd. del Carmen en 1986 y en este periodo de
transición, se nombró como primer
presidente al Ing. Rosalío Hernández García,
en 1988.
Le continuaron en sucesión los ingenieros:
Jorge Ferreiro Minero, Francisco Javier
Angeles Aquino, Víctor Garduza Rueda,
Cesar Cabrera Cuervo, José Ruiz Morales,
Jesús Patiño Ruiz, Alberto Aquino López,
Sergio Hernández García, Enrique Ortuño
Maldonado, José Vicente Ortega González,
José Robles Nolasco, y Roberto Rojas
Rosas.
A partir de la administración de Enrique
Ortuño, se perdió la continuidad debido a
que, por cuestiones de trabajo, los
presidentes eran movilizados a otras
regiones y no les era posible cumplir con las
actividades propias de su cargo, como
sucedió con Enrique Guzmán Vera, quien no
pudo ejercer sus funciones como presidente.
El antepenúltimo presidente fue Jaime Javier
Ríos López, quien fue sucedido por José
Jesús Monroy Santiago, que en corto periodo
renunció al cargo, dejando en su lugar al Ing.
Eduardo Gaytán Ramírez, quien es el actual
Presidente de esta Delegación.
Membrecía
Los primeros asociados de la delegación
recién creada eran los mismos que
anteriormente enviaban sus cuotas a la
delegación Coatzacoalcos antes de que esta
se creara, lo integraba principalmente
personal de tierra aunque también había
personal de plataforma, gente recién llegada
de otras zonas y personal de nuevo ingreso.
A continuación se enlistan los asociados de
ese entonces:
Adrián Díaz Cuevas Alfredo Hernández Chávez Andrés Portillo Rivera Arturo Pérez Aldana Crescencio Cabrera Toledo Crescencio Méndez Cadena Dionisio Chávez Vázquez Enrique Ortuño Maldonado Enrique Reyes Tovar Esteban Soriano Mercado Fidel Vázquez Ramírez Fidencio Díaz Zamora Francisco Javier Angeles Aquino Francisco Javier García Genis Francisco Sánchez Esqueda Esteban Soriano Mercado
Origen y Evolución de la AMGP Delegación Cd. Del Carmen GACETA AMGP 4 |
Fidel Vázquez Ramírez Fidencio Díaz Zamora Francisco Javier Angeles Aquino Francisco Javier García Genis Francisco Sánchez Esqueda Jesús García Hernández Jesús Patiño Ruiz Jorge Ferreiro Minero Jorge Stanford Bestt Jorge Tenorio Lavín José Raúl Quinteros Carrillo Juan Santiago Peña García Lázaro Moreno Lara Manuel Terán García Marcos Millánd Padrón Mario Cal y Mayor Pablo Castillo Zavala Rodolfo Elías Juárez Gómez Román Landeros Flores Rosalío Hernández García Sergio Hernández García Sergio Ruiz Molina Víctor Garduza Rueda
Una vez constituida la delegación se
procedió a elaborar su decálogo y se publicó
en la revista local recién creada. A medida
que crecía la Región Marina fue aumentando
el número de asociados, actualmente cuenta
con 126 asociados. Durante todas las
gestiones se intentó aumentar la membrecía
y en todas ellas hubo altas y bajas por
razones diversas, durante la gestión del
Ingeniero Francisco Javier Angeles Aquino,
con el desarrollo del simposio internacional,
se inscribieron una gran cantidad de
participantes, sobre todo extranjeros,
aumentando grandemente la membrecía, sin
embargo, no se les dio seguimiento a estos
asociados y se perdieron.
Durante la gestión del Ing. Enrique Ortuño
Maldonado se logró incrementar la
membrecía al doble gracias a métodos de
motivación como convivencias, excursiones y
cursos y talleres, Durante la gestión del
Ingeniero Roberto Rojas Rosas se intentó
aumentar la membrecía con los alumnos de la
carrera de Geología de la UNACAR, pero no
se pudo lograr por falta de comunicación entre
la asociación y las autoridades de la
Universidad. Hoy en día, debido a los
cambios en los que se encuentra involucrada
la empresa la membrecía ha disminuido y es
uno de los principales retos que tiene esta
administración por resolver.
Origen y Evolución de la AMGP Delegación Cd. Del Carmen GACETA AMGP 5 |
Bienio 2018-2020 Bienio 2016-2018
Ing. Jaime Javier
Ríos López
Bienio 2014-2016
Ing. Jorge Javier
Morales González
Bienio 2012-2014
Ing. Roberto
Rojas Rosas
Bienio 2010-2012
Ing. José
Robles Nolasco
Ciclo 2019-2020
Ing. Eduardo
Gaytán Ramírez
Ciclo 2018-2019
Ing. José Jesús
Monroy Santiago
Bienio 2008-2010
Ing. José Vicente
Ortega González
Bienio 2006-2008
Ing. Enrique
Ortuño Maldonado
Bienio 2004-2006
Ing. Sergio
Hernández García
Bienio 2002-2004
Ing. Alberto
Aquino López
Bienio 2000-2002
Ing. Jesús
Patiño Ruiz
Bienio 1998-2000
Ing. José
Ruiz Morales
Bienio 1996-1998
Ing. Cesar
Cabrera Cuervo
Bienio 1994-1996
Ing. Víctor
Garduza Rueda
Bienio 1992-1994
Ing. Francisco
Javier Ángeles
Aquino
Bienio 1990-1992
Ing. Jorge
Ferreiro Minero
Bienio 1988-1990
Ing. Rosalío
Hernández García
Bienio 1986-1988
Ing. Ulises
Fuentes López
Presidentes de la AMGP Delegación Cd. del Carmen
Origen y Evolución de la AMGP Delegación Cd. Del Carmen GACETA AMGP 6 |
Rocas y Minerales: Pirita
Significado: “pyros” raíz griega que significa
fuego (por emitir chispa al frotar con otros
metales).
Composición: Mineral del grupo de los
Sulfuros.
Fórmula química: FeS2
Sistema de cristalización: Sistema cúbico.
Color: Amarillo latón claro y en ocasiones
oscuro debido apátina de oxidación.
Brillo: Metálico.
Dureza: 6-6.5 en la escala de Mohs.
Peso específico: 4.90-5.10 g/cm3.
Ocurrencia:
La pirita se encuentra en gran variedad de
rocas sedimentarias, ígneas y metamórficas.
Especialmente asociada a sulfuros de
importancia económica en yacimientos
alrededor del mundo. Aquí se trata la
ocurrencia de la pirita en relación con su
origen en rocas sedimentarias y yacimientos
de hidrocarburos.
Origen:
La formación de pirita en ambientes
sedimentarios tiene dos orígenes: Pirita
formada al momento del depósito
como precipitado químico sinsedimentario y
pirita diagenética, formada por procesos
diagenéticos durante el sepultamiento de los
sedimentos.
Para el primer caso, la pirita sinsedimentaria
se forma por la precipitación química directa
en la columna de agua que contiene ácido
sulfhídrico (H2S) en solución y minerales de
hierro.
Este modo de ocurrencia es posible en
ambientes sedimentarios tipo euxínico que
corresponden a lagos o a cuencas marinas
muy restringidas con condiciones reductoras
o carentes de oxígeno y con gran contenido
de materia orgánica (el mar negro es un
ejemplo actual de un ambiente sedimentario
con estas condiciones). En este tipo de
cuencas euxínicas donde el H2S está
presente en la columna de agua, la pirita
framboidal se puede formar en la interface
agua-sedimento (Wilkin y Banes, 1997).
Por su parte, la pirita diagenética se forma
dentro de los sedimentos marinos normales,
los que se depositan bajo una columna de
agua con oxígeno. Aquí la producción del
H2S necesario para la precipitación de pirita
no se obtiene de la columna de agua como
en un ambiente euxínico, sino que se
produce por reacciones de reducción de
sulfato. Estas reacciones se llevan a cabo en
ambientes diagenéticos somero o temprano a
baja temperatura y rara vez en ambientes
tardíos o profundos y de alta temperatura.
La formación de pirita durante la diagénesis
temprana depende de la cantidad de
suministro de materia orgánica disponible, el
sulfato disuelto y los minerales de hierro que
intervienen en la reacción (Swits and
wilking, 1998). Este proceso de precipitación
de pirita se lleva a cabo por la acción de
bacterias reductoras de sulfato (BSR) que
GACETA AMGP 7 |
Mineral:
Pirita
Rocas y Minerales: Pirita
consumen carbono orgánico+sulfato y
producen ácido sulfhídrico (H2S).
La pirita se forma consecuentemente por la
reacción de este H2S biogénico con los
minerales de hierro reactivos. La
precipitación de esta pirita diagenética es de
tipo framboidal y generalmente se interpreta
como indicativa de ambientes poco
profundos y de baja temperatura, en la que
casi todos los microbios que reducen sulfato
dejan de metabolizar (Wilkin y Barnes, 1997;
Machel, 2001).
La pirita framboidal deriva su nombre de
framboide que es un agregado microscópico
esférico a subesférico de microcristales
equidimensionales. Según Ohfuji y Rickard
(2005), los framboides pueden variar entre 5
a 20μm y raramente hasta 250μm de
diámetro. Los microcristales son
romboédricos que varían en tamaño dese
0.1 a 20 μm, generalmente <2μm en
diámetro. La pirita generada por este proceso
de Reducción Bacteriana de Sulfato (BSR)
típicamente se forma al inicio como racimos
dispersos de framboides que después
recristalizan con el sepultamiento a formas
más estables con cristales subhedrales y
anhedrales.
Finalmente, la pirita diagenética tardía se
forma en la interacción de hidrocarburos o
Kerógeno y sulfatos disueltos en salmueras
que son reducidos a H2S bajo condiciones
de alta temperatura en un proceso
denominado Reducción Termoquímica de
Sulfato (TSR), proceso que ocurre en
entornos geológicos con temperaturas de
100 a 140°C y en ocasiones de hasta 160°C
(Machel, 2001).
Referencias
Machel H.G, 2001, Bacterial and thermochemical
sulfate reduction in diagenetic settings - old and
new insights. Sedimentary Geology, 140 (2001)
143-175.
Ohfuji, H., and Rickard, D., 2005, Experimental
synthesis of framboids -a review: Earth-Science
Reviews, v. 71, p. 147–170.
Swits and wilking 1998, Pyrite formation in the
water column and sediments of a meromictic lake.
Geology; December 1998; v. 26; no. 12;
p. 1099–1102.
Wilkin, R. T., and Barnes, H. L., 1997, Pyrite
formation in an anoxic estuarine basin: American
Journal of Science, v. 297, p. 620–650.
GACETA AMGP 8 |
Pirita.
Pirita framboidal.
Modelo de Dolomitización por Agua Marina
Resumen
Este trabajo documenta la propuesta de un
modelo conceptual de dolomitización por
agua marina y su influencia en la porosidad
de los yacimientos del Cretácico en el Golfo
de México. La aproximación al origen de la
dolomitización se llevó a cabo mediante la
aplicación sistemática de técnicas
petrográficas y geoquímicas. Estas técnicas
comprenden la petrografía de luz transmitida,
catodoluminiscencia, microtermometría de
inclusiones fluidas, isotopía de carbono y
oxígeno y elementos traza. Mediante la
petrografía de luz transmitida, se definieron
8 texturas de dolomitas, incluyendo dolomita
de reemplazamiento y cementos. El estudio
de evolución textural fue evaluado con la
técnica de catodoluminiscencia y mostró que
las dolomitas presentan texturas recristaliza-
das en forma parcial, de manera que
texturalmente representan recristalización no
significativa. Los estudios de inclusiones
fluidas mostraron que las dolomitas de la
matriz precipitaron a bajas temperaturas ya
que contienen inclusiones monofásicas y
escasas inclusiones bifásicas en zonas
recristalizadas. Por otro lado, los estudios
microtermométricos en sobrecrecimientos
de cemento de dolomita y por tanto no
relacionados con la dolomitización masiva de
la matriz, evidenciaron eventos tardíos con
temperaturas de homogeneización que
varían de 70-136ºC.
Los resultados geoquímicos de las dolomitas
de la matriz mostraron, tanto para los
isótopos de carbono y oxígeno, como para
los elementos traza, valores que relacionan
la dolomitización a un origen de agua marina.
Sobre estos fundamentos, el modelo
propuesto considera que el origen de la
dolomitización fue a partir de agua marina
evolucionada a profundidades intermedias,
a través del bombeo de magnesio en un
sistema abierto de convección térmica de
media-celda o tipo “Kohout”.
Introducción
Es conocido que los mayores yacimientos
de hidrocarburos y de mejor calidad se
encuentran en unidades dolomitizadas este
hecho contrasta con la escasez de modelos
de dolomitización que expliquen este proceso
y sus consecuentes implicaciones en el
desarrollo de porosidad secundaria y
fracturamiento. Para la postulación del
modelo de dolomitización, se ha empleado
una metodología que reúne las técnicas
petrográficas y geoquímicas más utilizadas
para estudios de origen de dolomitas.
Los estudios de caracterización de dolomitas
y evolución textural permitieron clasificar los
tipos de dolomitas tanto en matriz como en
estudios de catodoluminiscencia.
La información derivada de estos estudios
petrográficos conformó el marco de
interpretación, así como los criterios de
muestreo para los análisis geoquímicos de
dolomitas y estudios de inclusiones fluidas.
GACETA AMGP 9 |
Modelo de Dolomitización por Agua Marina
Autores: María de Jesús Correa López (PEMEX),
Juan Antonio Balleza Correa (PEMEX),
Ricardo Martínez Ibarra (CORELAB)
Modelo de Dolomitización por Agua Marina
La aplicación de las técnicas geoquímicas
permitió postular un modelo conceptual de
dolomitización para la zona de estudio.
Métodos y Técnicas
La metodología empleada involucra las
técnicas de análisis petrográfico y
geoquímico más usadas en estudios
enfocados a caracterizar el origen de la
dolomitización (Allan y Wiggings 1993,
Machel 2004). Esta metodología comprende
la aplicación sistemática de las técnicas de
petrografía de luz transmitida y petrografía de
catodoluminiscencia; así como, técnicas
geoquímicas de isotopía estable de carbono
y oxígeno, concentraciones de elementos
traza y microtermometría de inclusiones
fluidas.
Los estudios petrográficos de evolución
textural de dolomitas se realizaron a
130 secciones delgadas pulidas y se llevaron
a cabo mediante el uso de un microscopio
petrográfico que posee una lámpara de
halógeno para luz transmitida y una lámpara
de mercurio para emisión de luz ultravioleta.
Estos estudios se practicaron con el fin de
reconocer tipo de dolomita, arreglo y tamaño
de cristales, así como la caracterización del
tipo de cemento en vúgulos y fracturas.
También fue usada la técnica de
catodoluminiscencia para evaluar el grado de
recristalización de la dolomita en la matriz
y sobrecrecimientos en los cementos.
Para llevar a cabo este tipo de análisis se
utilizaron secciones delgadas pulidas.
Que fueron analizadas bajo un haz de
electrones en un luminoscopio de cátodo frío
montado en un microscopio petrográfico
convencional.
Los análisis petrográficos y
microtermométricos de inclusiones fluidas se
llevaron a cabo en 16 preparaciones
doblemente pulidas de microscopio
petrográfico con fluorescencia UV y una
platina de calentamiento-enfriamiento
acoplada a un microscopio petrográfico.
Se obtuvo la temperatura de
homogeneización. Los estudios geoquímicos
se aplicaron en la matriz y clastos de la roca,
así como en cementos diagenéticos de
calcita y dolomita. Para los estudios de
isotopía de carbono y oxígeno, se obtuvieron
las relaciones isotópicas de δ18O y δ13C en
unidades ‰ en un espectrómetro de masas,
y finalmente las concentraciones en ppm de
los elementos traza: Fe, Mn, Sr y Na en un
equipo ICP-OES.
Discusión de resultados
Clasificación y evolución textural de
dolomitas
Los estudios petrográficos fueron realizados
dentro del contexto de la clasificación de
Sibley y Gregg (1987) y la tabla para tamaño
de dolomitas de Folk, 1962, derivando en una
clasificación particular de los grupos
texturales como se muestra en la tabla 1.
GACETA AMGP 10 |
Modelo de Dolomitización por Agua Marina
La clasificación propuesta abarca los tipos de
dolomitas presentes en las unidades
dolomitizadas del Cretácico. Se determinaron
ocho texturas (Figuras 1 y 2) que son en
general producto de procesos de
dolomitización por reemplazamiento
pseudomórfico, reemplazamiento no
pseudomórfico y precipitación de cementos.
Se considera reemplazamiento
pseudomórfico aquel en el que la dolomita
crece en continuidad óptica con el material
que es reemplazado por lo que la textura
original se preserva.
En cambio, el reemplazamiento
no-pseudomórfico es aquél en el que
escasean los sitios de nucleación y no se
conserva la textura original del material
reemplazado. Por último, cemento de
dolomita se refiere a cualquier dolomita que
rellena un poro, sin reemplazar a un
cemento precursor (Sibley 1982).
GACETA AMGP 11 |
DOLOMITIZACIÓN SIBLEY & GREGG,1987 CLASIFICACIÓN PROPUESTA
Reemplazamiento
pseudomórfico
Dolomita criptocristalina de reem-
plazamiento pseudomórfico parcial
a total de fragmentos
a) DRCC Dolomita de reemplaza-
miento criptocristalina
Reemplazamiento
mpseudoórfico
Dolomita unimodal planar-s
cristalina muy fina de reemplaza-
miento pseudomórfico parcial a
total de fragmentos y matriz
b) DRMf Dolomita de reemplaza-
miento muy fina
Reemplazamiento
pseudomórfico
Dolomita unimodal planar-s cristali-
na fina a de reemplazamiento
pseudomórfico parcial a total de
fragmentos y matriz
c) DRF Dolomita de reemplaza-
miento fina
Reemplazamiento
no pseudomórfico
Dolomita polimodal planar-e a
planar-s , cristalina media, reem-
plazamiento no pseudomórfico de
fragmentos y matriz
d) DRM Dolomita de reemplaza-
miento media
Dolomita polimodal cristalina grue-
sa planar-s a no planar de reem-
plazamiento no pseudomórfico de
fragmentos y matriz
e) DRG Dolomita de reemplaza-
miento gruesa
Cementos Dolomita unimodal a polimodal
planar-c en relleno de cavidades
y fracturas
f) DCM Cemento dolomita cristali-
na media
Dolomita polimodal planar-c en
relleno de cavidades y fracturas
g) DCG Cemento dolomita gruesa
Dolomita polimodal no planar en
relleno de cavidades y fracturas
h) DCB Cemento de dolomita
barroca
Tabla 1. Clasificación textural de dolomitas
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 12 |
Figura 1. Tipos de dolomitas de reemplazamiento en matriz.
Figura 2. Tipos de dolomitas en cementos.
Modelo de Dolomitización por Agua Marina
La característica más relevante en la
evolución textural de dolomitas es la
recristalización, es el resultado del cambio
que ocurre con las propiedades
petrográficas, mineralógicas y geoquímicas
de la dolomita con el sepultamiento (Machel,
1997, Mounjoy, 2000). Mediante la técnica de
catodoluminiscencia se identificaron las
dolomitas recristalizadas. Se observó que la
recristalización es no significativa ya que
afecta la textura original de manera
incipiente. También se observaron algunas
muestras de cemento con sobrecrecimientos
y evidencias de recristalización en los
mismos.
Generalmente la dolomitización por
reemplazamiento que no ha sufrido
recristalización presenta luminiscencia
uniforme. La recristalización en las muestras
se identificó donde la luminiscencia presenta
emisiones brillantes y atenuadas y/o con
diferentes tonos en color distribuidas
heterogéneamente en la matriz o localizada
en zonas de los cristales de dolomita de
reemplazamiento o de cemento (figura 3).
El grado de recristalización en las dolomitas
fue evaluado y registrado en tablas que
fueron tomadas en consideración para el
muestreo geoquímico.
GACETA AMGP 13 |
Figura 3. Texturas con recristalización en matriz (MR), recristalización en cemento (CR) así como
sobrecrecimientos de dolomita en cemento (DS).
Microtermometría de Inclusiones fluidas
Los estudios de inclusiones fluidas fueron
aplicados a 16 muestras de cementos
diagenéticos de dolomita y calcita que
precipitaron en espacios y fracturas en
unidades dolomitizadas cretácicas.
El estudio de microtermometría en dolomitas,
básicamente fue realizado en inclusiones
primarias alojadas en sobrecrecimientos de
cristales de dolomita planar-c (DCG) y
dolomita barroca (DCB) (Figura. 4).
Las temperaturas de homogenización
(Th) obtenidas en inclusiones primarias de
H2O en las dolomitas varían en un rango
entre 70 y 136ºC (Fig.5). Las primeras
fueron medidas en sobrecrecimientos de
dolomita de la matriz por lo que el dato
obtenido puede deberse a recristalización
además de la presencia de inclusiones
fluidas monofásicas. Mientras que los valores
de 90-136°C fueron obtenidos en las zonas
representativas de etapas tardías de
crecimiento de cemento de dolomita barroca
(figura 4). Los resultados de Th pueden
diferenciar tres eventos de temperatura; un
evento a 70-80ºC, los cementos estudiados
con temperaturas de 115 a 136ºC (figura 5).
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 14 |
Figura 4. Inclusiones fluidas primarias (IFH2O) en sobrecrecimientos de dolomita barroca (DCB).
Los cementos de calcita presentaron
inclusiones primarias bifásicas de agua
(figura 6a) e inclusiones secundarias de
hidrocarburos (figura 6b). Las calcita
(figura 6) presentaron valores donde en
general se pueden diferenciar dos grupos de
acuerdo a temperaturas de homogeneización
de inclusiones fluidas primarias contenidas
en los cristales de los rangos de Th;
94-110ºC y 125-136ºC (figura 7).
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 15 |
Figura 5. Eventos de temperatura en cemento de dolomita (CD).
Figura 6. a) Inclusiones fluidas primarias (IFH2O) en calcita b) inclusiones de hidrocarburos (IFHC).
Geoquímica
Para los estudios geoquímicos fueron
analizadas 60 muestras reemplazamiento en
matriz, 3 a calizas y 15 a cementos de
dolomita y calcita. En el muestreo de las
dolomitas de matriz están representadas las
diferentes texturas derivadas de estudios de
evolución textural. Los cementos de dolomita
básicamente corresponden a dolomita
planar-c (DCG) y dolomita barroca (DCB),
mientras que las calcitas son de tipo
escalenoédrica y en bloque. El objetivo
primordial de estos estudios fue caracterizar
el origen del fluido dolomitizante y definir si
las dolomitas fueron formadas a bajas o altas
temperaturas y en ambientes de
representativas de los campos del APKMZ.
De las 60 muestras 42 correspondieron a
dolomitas de sepultamiento somero,
intermedio o profundo.
Isotopía de Cabono y Oxígeno
Comúnmente, los análisis isotópicos de
carbono y oxígeno son usados para
diferenciar dolomitas de baja o alta
temperatura. Para este fin se usó la
metodología de Allan y Wiggings (1993) que
consiste en determinar el origen de una
dolomita por medio de la comparación de sus
rangos de composición isotópica de la
dolomita en estudio contra los valores
isotópicos de otras dolomitas cuyo origen ha
sido establecido por técnicas petrográficas y
geoquímicas. Estos autores encontraron que
las dolomitas formadas en ambientes de baja
temperatura (cercanos a la superficie)
presentan valores de δ18O‰ más positivos
que -6.5% y las dolomitas tardías formadas
durante el sepultamiento presentan valores
de δ18O% que son más negativos que -2.5
%. De esta manera las dolomitas más
positivas que -2.5‰ tendrían un origen de
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 16 |
Figura 7. Eventos de temperatura (Th) en cemento de calcita (CC).
Baja temperatura y las dolomitas más
negativas de -6.5‰ un origen de alta
temperatura. La zona de traslape entre -2.5%
y -6.5%, correspondería a dolomitas que
pueden ser asignadas a uno u otro origen.
Los resultados isotópicos de carbono (C) y
oxígeno (O) se muestran en la Fig.8 donde
se han representado las zonas de dolomita
de baja y alta temperatura. La gráfica
muestra que las dolomitas de reemplaza-
miento o de la matriz, en su gran mayoría
caen en la zona de dolomitas de baja
temperatura, lo mismo ocurre con los
cementos de dolomita. Por otro lado los
cementos de calcita se presentan en la zona
de alta temperatura. Solo tres muestras de
cemento y tres de matriz caen en la zona de
origen indeterminado. Estos resultados
permiten establecer tres consideraciones
principales de interpretación;
1) Las dolomitas en la matriz, que
representan la dolomitización masiva, están
ligadas a un origen de dolomitización de baja
temperatura y relacionadas a modelos de
dolomitización de ambientes someros o
intermedios; 2) Los cementos de dolomita
isotópicamente están relacionados en
general a la dolomita en la matriz;
3) El origen de los cementos de calcita es
tardío relacionado con ambientes de
sepultamiento profundo y de mayor
temperatura.
Por otro lado el amplio rango mostrado por
los valores de δ18
O en dolomita de la matriz
puede deberse a recristalización parcial
como es evidente en algunas texturas
petrográficas. Los valores para las tres
calizas analizadas son muy próximos con la
línea base de los referenciados en la
literatura para el δ18
O de carbonatos del
Cretácico con el intervalo de
-2.3 a 0.9 (Lohmman y Walker, 1989).
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 17 |
Figura 8. Resultados isotópicos en dolomita de reemplazamiento y cementos
de dolomita y calcita.
El valor de δ13
C de una dolomita
refleja el valor del carbonato precursor y en
algunas ocasiones la influencia de
hidrocarburos o materia orgánica. Debido a
que el C no se fracciona con la temperatura,
el valor de δ13
C provee información confiable
de la fuente del carbón en el carbonato.
Los valores entre 0 y 4 son típicamente
marinos. Los valores de la dolomita de matriz
registrados en este estudio caen dentro de
este rango para agua marina. Los valores
negativos de δ13
C encontrados en el cemento
de calcita podrían reflejar por lo tanto un
origen donde la diagénesis de materia
orgánica esté involucrada.
Elementos traza
Los elementos traza de fierro (Fe) y
manganeso (Mn) están presentes en
cantidades muy bajas en agua marina pero
tienden a incrementarse durante episodios
tardíos de recristalización diagenética
durante el sepultamiento (Tucker y Wright,
1990). El Fe contenido en dolomita de
reemplazamiento en matriz muestra valores
para la mayoría de las muestras menores de
1000 ppm y para los cementos diagenéticos
de calcita y dolomita menores a 300ppm.
Con algunas excepciones tanto para los
cementos y la dolomita en la matriz los
valores de Fe son muy consistentes
(figura 9).
Las concentraciones de Fe para la dolomita
en matriz y cementos presenta valores
contenidos dentro del rango reportado para
aguas marinas (valores para dolomitas a
partir de agua marina Fe: 10-2000 ppm,
Saller 1984). Los contenidos moderados de
Fe en las dolomitas de reemplazamiento
pueden estar relacionados con el contenido
de pirita de las calizas precursoras,
principalmente en aquellas con llevó a cabo a
partir de agua marina evolucionada a
profundidades contenido inicial importante de
materia orgánica. El bajo contenido de Fe de
las dolomitas en los cementos también puede
indicar que el Fe a mayores profundidades
haya sido captado para formar pirita o
marcasita. Otra explicación podría indicar
que estos cementos no precipitaron en
ambientes muy profundos.
Los valores del Mn en los cementos
diagenéticos y la matriz caen en el rango de
< 400 ppm, la mayoría <200 ppm (figura10).
Gran parte de estos datos están dentro de
los promedios para agua marina
(Mn: 5-275ppm; Saller 1984), los valores más
altos pueden explicarse por recristalización
de la matriz durante el sepultamiento o bien
que la dolomitización también se moderadas
donde el Mn en solución también aumenta.
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 18 |
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 19 |
Figura 9. Concentración de Fe en ppm.
Figura 10. Concentración de Mn en ppm.
Las concentraciones de estroncio (Sr) de
< 100 ppm (fig.11) en las dolomitas de matriz
y de cemento están en general bajas
respecto del rango para dolomitas generadas
a partir de agua marina (50-850 ppm,
Vahrenkamp y Swart 1990). Estos valores
son suficientemente bajos para considerar
que el Sr ha sido removido por
recristalización durante el sepultamiento.
Los valores de sodio (Na) de 1000 a 1500
ppm (fig.12) son congruentes con valores
agua de mar y agua de mar evaporada.
Los niveles de Na son relativamente altos en
dolomitas marinas. En dolomitas modernas
alcanzan valores de 1000-3000 ppm (Land y
Hoops 1973). En contraste las dolomitas
antiguas tienen solo unas cuantas centenas
de ppm (Warren, 2000). Parte del Na en la
matriz como en los cementos de dolomita y
calcita puede estar contenido en inclusiones
fluidas.
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 20 |
Figura 11. Concentración de Sr en ppm.
Modelo de dolomitización
El modelo propuesto corresponde a un
modelo de agua marina evolucionada a un
ambiente de sepultamiento intermedio.
Este modelo considera tres requisitos para la
dolomitización masiva: unidad permeable,
fuente de magnesio y un mecanismo de
bombeo de magnesio.
Unidad permeable
Para que ocurra dolomitización a gran esca-
la es requisito que las unidades sean
permeables. Se considera en este trabajo
que la dolomitización de las unidades
carbonatadas del Cretácico fueron
dolomitizadas durante la compactación físi-
ca pero reteniendo gran porosidad y
permeabilidad antes que las estilolitas fueran
formadas, es decir antes de la compactación
química.
Este argumento se apoya en características
texturales de cristales de dolomita que
presentan contactos suturados y afectados
por estilolitas de compactación lo que
evidencia que la dolomitización se llevó a
cabo previa a la compactación química.
De acuerdo con Machel (2004) la dolomita
masiva puede explicarse en una etapa inicial
con la precipitación de protodolomita y su
posterior desarrollo como dolomitización
masiva cuando esta alcanza profundidades
donde aún sean permeables las unidades
pero con suficiente temperatura para el
desarrollo de la dolomitización.
Fuente de Magnesio (agua marina)
La dolomitización es un proceso de
reemplazamiento secundario de carbonato
de calcio por dolomita. Una solución debe
estar supersaturada con respecto a dolomita
antes de que esta reacción química
suceda, y suficiente magnesio es necesario
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 21 |
Figura 12. Concentración de Na en ppm.
para una dolomitización total. Los datos
isotópicos y de elementos traza discutidos en
este estudio permiten postular al agua marina
como la fuente principal para la
dolomitización en el área de estudio.
De acuerdo con Land 1985, la única fuente
de magnesio no finita es el agua de mar, esta
proveería el suficiente Mg para una
dolomitización masiva como la que está
presente en los yacimientos estudiados.
Land 1980, postuló además que la
dolomitización masiva a gran escala en un
sistema cerrado es imposible y que para un
sedimento carbonatado promedio, la cantidad
de dolomita generada por dolomitización
sería únicamente de 15% en peso. Por lo que
el agua marina conforma un sistema abierto
y es el único fluido disponible en grandes
cantidades capaz de dolomitizar a gran
escala rocas carbonatadas antes de ser
sepultadas (Land, 1985).
Mecanismo de bombeo de Magnesio
El mecanismo de bombeo para el modelo
propuesto está representado por el estableci-
miento de un sistema de convección térmica
tipo “Kohout”. Este sistema se crea donde
aguas oceánicas frías entran en
contacto con aguas de plataforma tibias.
Una vez generado el sistema convectivo,
el agua marina penetra en el sustrato marino
por densidad y a medida que se profundiza
va adquiriendo temperatura y disminuyendo
densidad. Posteriormente estas aguas se
dirigen a superficie induciéndose de esta
manera el sistema de convección térmica.
En su trayectoria dichas aguas proveen del
magnesio necesario para la dolomitización.
La figura13 muestra del modelo propuesto
donde la dolomitización se llevaría a cabo
conforme las unidades cretácicas entran al
ambiente propicio para la dolomitización a
profundidades intermedias (1 Km) y mayores
temperaturas.
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 22 |
Figura. 13 Modelo de dolomitización por agua
marina tipo ”Kohout”.
Conclusiones
Fueron reconocidas cinco texturas de
dolomitización por reemplazamiento de las
cuales la DRCC, DRMf, DRF y DRM son
consideradas como de origen de baja
temperatura y asociadas a dolomitización
relacionada a agua marina en ambientes
diagenéticos someros.
Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 23 |
La dolomita de reemplazamiento con textura
DRG presenta las mayores evidencias de
recristalización.
Las dolomitas de reemplazamiento de matriz
contienen inclusiones fluidas monofási-
cas evidenciando precipitación a partir de
fluidos de bajas temperaturas.
Los estudios microtermométricos en
sobrecrecimientos de cementos de dolomita
reflejan al menos tres eventos de acuerdo a
sus temperaturas de homogeneización,
evento 1 a 70-80ºC; evento 2 a 90-110ºC y
evento 3 de 115-136ºC.
Las temperaturas de homogeneización de
94-110ºC y 125-136ºC son evidencia de dos
eventos de precipitación de calcita en
ambientes diagenéticos profundos.
Los datos isotópicos de C y O evidencían
que la dolomitización por reemplazamiento
se llevó a cabo a partir de agua de mar.
Las concentraciones de elementos traza de
Fe, Mn y Na representan fluidos relacionados
con agua marina.
Los valores de la concentración de Sr son
bajos en comparación con los datos
reportados para agua marina y refleja la
evolución de la dolomita con el
sepultamiento.
El modelo conceptual de dolomitización para
los yacimientos estudiados considera que el
origen de la dolomitización fue a partir de
agua marina evolucionada a profundidades
intermedias a través del bombeo de
magnesio en un sistema abierto de
convección térmica de media-celda o tipo
“Kohout”.
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Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 24 |
Provincia Petrolera: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 25 |
Provincias Petroleras de
México: Cuenca Sabinas
En este capítulo de la revista de la AMGP
Delegación Cd. del Carmen, se incluye una
síntesis descriptiva de la primera Provincia
Petrolera de México, la Cuenca de Sabinas y
Burro Picachos.
ANTECEDENTES
En nuestro país las actividades exploratorias
enfocadas a encontrar yacimientos de
hidrocarburos datan desde finales del siglo
XIX. Desde su inicio como empresa,
Petróleos Mexicanos ha explorado el terri-
torio nacional y para su prospección, para
ello lo dividió en grandes áreas de
exploración que denominó “provincias
geológicas” y las clasificó en terrestres y
marinas.
Basado en estas provincias geológicas,
actualmente se han definido las principales
provincias Petroleras de México como áreas
donde ocurren cantidades comerciales de
petróleo, considerando los principales
campos productores y tipo de hidrocarburo;
producción acumulada, reservas 3P y
estimación de recursos prospectivos.
La figura 1, muestra la distribución de estas
provincias.
Figura 1. Mapa que indica la distribución de las provincias petroleras del país.
La Cuenca de Sabinas. Fue descubierta en
la década de 1930 con la perforación de los
pozos San Marcos-1 y San Marcos-2.
Durante los años 50s y 60s se perforaron
varios pozos que mostraron importantes
manifestaciones de gas en formaciones del
Cretácico y Jurásico. Sin embargo, fue hasta
el 1975 con la terminación del pozo Buena
Suerte-2A, productor de gas seco en
carbonatos dolomíticos de la Formación
Padilla, que se tuvo producción de
hidrocarburos en la cuenca. Posteriormente
se dieron los descubrimientos de Monclova,
Buena Suerte, Pirineo, Merced, Forastero,
Lampazos y Minero.
Con los estudios geológicos y geoquímicos
realizados en esta cuenca, se ha establecido
que las rocas generadoras principales
corresponden a las facies arcillo-calcáreas de
los miembros inferior y superior de la
Formación La Casita, en tanto que las facies
arcillo-calcáreas de la Formación la Peña del
Aptiano y las facies calcáreas de Eagle Ford
de edad Turoniano-Cenomaniano, han
contribuido en menor porcentaje a la
generación de hidrocarburos. El kerógeno de
las formaciones del Jurásico es Tipo III,
severamente alterado, variando de muy
maduro a sobremaduro con un alto índice de
transformación.
MAPA DE UBICACIÓN
La Cuenca de Sabinas se localiza en la
porción noreste de México, específicamen-
te, en la parte central del Estado de Coahuila
y occidental del Estado de Nuevo León;
ocupando un área de 42,995.8 km2.
Esta cuenca es de forma elíptica, su eje
mayor presenta un rumbo NO-SE y sus
límites están referidos a los paleo-elementos
tectónicos (como penínsulas e islas) que
prevalecieron durante el Jurásico Tardío
(figura 2).
La Provincia Geológica de Burro-
Picachos, también conocida como
Península de Tamaulipas o Arco de
Tamaulipas, se considera como una sección
adyacente de la Cuenca de Sabinas dentro
de la misma provincia petrolera. Esta
provincia cubre gran parte de la región norte
del Estado de Coahuila y región norte del
Estado de Nuevo León; con una extensión
de 5,1089 Km2.
MARCO ESTRUCTURAL REGIONAL
La figura 2 resume los principales eventos
tectónicos y su relación con las secuencias
de depósito que constutuyen la columna
estratigráfica de la Cuenca de Sabinas,
los cuales son descritos líneas abajo.
Triásico Tardío al Colloviano etapa de rift
con dirección NO-SE: A partir del Triásico
Tardío inició la segmentación y “rifting” de la
Pangea que duró hasta el Calloviano, mani-
festándose por atenuación del basamento
Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 26 |
Figura 2. Mapa de contexto Regional de ubicación
de la Provincia de Burro-Picachos y cuencas de
Sabinas.
Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 27 |
en el área, el cual se expresa como altos de
basamento (Isla de Coahuila, Península de
Tamaulipas, altos Picachos y San Carlos),
bajos de basamento (Cuencas de Sabinas y
Magicatzin) y fallas laterales de grandes
extensiones que los limitan (Mojave-Sonora,
San Marcos y La Babia). Esta etapa está
caracterizada por sedimentos de lechos rojos,
evaporitas e intrusiones de diques de
composición riolítica a andesítica.
Proto-Golfo de México: Las fallas laterales
y los movimientos de extensión asociados al
“rift” culminaron en el ciclo Oxfordiano
Superior. Posteriormente, estos eventos han
iniciado una nueva fase de generación de
corteza oceánica en el Golfo de México, que
duró hasta el Berriasiano.
Margen Pasivo-Subsidencia: Uno de los
bloques alcanzó su posición y la apertura del
Golfo de México terminada, un escenario de
subsidencia termal caracterizó en su totalidad
el Golfo de México y las cuencas a su
alrededor. Basamentos formados durante la
etapa del “rifting” ha tenido influencia en
el significado dentro de depósitos
sedimentarios continentales y marinos del
Jurásico tardío al Cretácico tardío.
Orogénesis Laramide, ambiente de
deposición del tipo Cuenca Antepaís:
El plegamiento y fallamiento efecto de la
Orogenia Laramide ocurrió desde finales del
Cretácico hasta el Eoceno. La etapa de
margen pasivo culminó en esta región con el
inicio del evento orogénico Laramídico, el cual
está relacionado con el efecto del cambio de
vergencia de NO a SE, y de la velocidad en la
subducción de la Placa Farallón con el borde
continental Oeste de la Placa de Norteamérica.
Este evento tectónico fue el responsable de la
deformación contraccional que prevalece en el
área, de la reactivación de fallas debasamento
y la movilización de la sal.
Mioceno y Plioceno: Levantamiento a nivel
regional a lo largo del margen occidental de la
cuencadurante el Mioceno y el Plioceno.
Este levantamiento fue la fuente de gran
cantidad de material clástico depositado en la
cuenca, la plataforma continental y talud del
Golfo de México.
Medio/Superior Oligoceno: Episodio de
levantamiento y magmatismo en el margen
oriental de la Cuenca.
Figura 3. Columna Estratigráfica Regional.
MARCO ESTRUCTURAL CUENCA
SABINAS
Desde el punto de vista geológico, esta
provincia petrolera incluye la Cuenca de
Sabinas y los campos ubicados al Noreste
sobre la Península de Tamaulipas. Desde el
punto de vista tectónico, la Cuenca de
Sabinas se ha interpretado como un rift
abortado o aulacógeno asociado a la
apertura del Golfo de México. Geológicamen-
te está limitada por grandes unidades
positivas que corresponden a los elementos
paleogeográficos del Jurásico Tardío,
denominados Península de Tamaulipas, Alto
de Picachos y Alto de San Carlos (también
conocidos como Macizo El Burro-Picachos o
Arco de Tamaulipas) en el Noreste y por la
Isla de Coahuila en el Suroeste. Al Noreste
se extiende hacia la Cuenca de Chihuahua y
al Sureste limita con el Arco de Monterrey
(figura 4).
Macizo El Burro-Picachos o Arco de
Tamaulipas) en el Noreste y por la Isla de
Coahuila en el Suroeste. Al Noreste se
extiende hacia la Cuenca de Chihuahua y al
Sureste limita con el Arco de Monterrey
(figura 5).
Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 28 |
Figura 4. Eventos Tectónicos en la cuenca
Sabinas.
Figura 5. Sección estructural de la parte central de
la Cuenca de Sabinas orientación NO-SE.
Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 29 |
MARCO ESTRATIGRÁFICO
La figura 6 muestra la columna Estratigráfica
de la cuenca Sabinas e indica la edad de la
rocageneradora, así como el tipo de
hidrocarburos y de trampa.
AMBIENTE DEPOSITACIONAL
Dentro de la Cuenca de Sabinas, los
principales plays productores de hidrocarbu-
ros están constituidos por rocas del Jurásico
superior y del Cretácico. Las figuras 7 y 8
muestran los modelos esquemáticos de la
distribución de facies sedimentarias que
constituyeron los yacimientos petroleros en
esa región.
Figura 6. Columna Estratigráfica.
Figura 7. Modelo. Facies Jurásico – Formación
La Casita Titoniano Inferior.
Figura 8. Modelo: Cretácico.
Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 30 |
Figura 9. Sistemas Petroleros de Sabinas-Burro-Picachos.
Tabla 1. Propiedades geoquímicas de la roca generadora.
Roca
Generadora
Litología Tipo de
kerógeno
Carbono
Orgánico Total
COT (%)
Madurez
(Ro%)
Roca Almacén
La Casita
(Titoniano)
Arenisca calcárea de grano
fino de cuarzo y feldespato
III
< 1 a > 4 % < 0.5% a > 1.2% Secuencia de arenisca arcósicas y
conglomeráticas de las formaciones La Gloria y Olvido del Kimmerdigdiano
La Peña
(Aptiano)
Margas, lutitas y calizas
arcillosas
III 0.2 % a >3.0 % Facies calcareniticas que varían de mudstone a grainstone intercaladas
con areniscas calcáreas y calizas areno-arcillosas. Formación La Pena.
Eagle Ford
(Turoniano)
Lutitas y calizas arcillosas II y III 0.6 — 5.0 % 0.2 % a > 1.2 % - Mudstone a wackestone de bioclastos con intercalaciones de litutas y en
algunas partes cretosas (Formaciones Austin y Eagle Ford)
Relleno de Canalas constituidos por alternancias de areniscas, lutitas y
limolitas (Formaciones Upson Clay y Olmos, San Miguel y Escondido)
SISTEMA PETROLERO
La distribución del sistema petrolero de las
Provincias Petroleras Sabinas-Burro-Picachos
se muestra en la figura 9. Los polígonos rojos
con línea discontinua indican la existencia de
cuatro sistemas petroleros.
La Formación La Casita de edad Tithoniano
es el principal subsistema generador conocido
en una etapa de sobremadurez de la materia
orgánica, que proveyó los hidrocarburos
gaseosos a los plays más importantes
(La Casita, La Virgen y Cupido), su presencia
se manifiesta en las acumulaciones de los
niveles estratigráficos del Jurásico, Cretácico
Inferior y Cretácico Superior, en tanto que los
subsistemas generadores Eagle Ford y
La Peña participaron en menor proporción en
la carga de los yacimientos como se observa
en los datos geoquímicos de la tabla 1 y en
las figuras 10 y 11.
Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 31 |
La figura 11 muestra las características
isotópicas del metano en los plays La Casita,
Padilla y La Virgen. Pozos: Amuleto 1; Buena
Suerte 2-8; Florida 9; Merced 10-15; Monclova
16-23 y Progreso 24. B.- gas biogénico, T.-gas
termogénico asociado, TT.- gas termogénico
no asociado, materia orgánica sapropelítica
lipnítica (m), materia orgánica húmica (h),
ppt.- partes por millar.
Figura 10 Sección estratigráfica con reflectancia de vitrinita A - A'.
Figura 11. Diagrama de madurez térmica de las
formaciones Cupido, La Virgen, Padilla y La Casita.
EXTENSIÓN GEOGRÁFICA
La extensión del sistema petrolero de la
Formación La Casita, está identificado como
el principal subsistema conocido en una etapa
de sobremadurez de la materia orgánica,
como generador de hidrocarburos gaseosos.
Su presencia se manifiesta en las
acumulaciones de los niveles estratigráficos
del Jurásico, Cretácico Inferior y Cretácico
Superior. Los subsistemas Eagle Ford y
La Peña participaron en menor proporción en
la carga de los yacimientos de esta zona
(figura 12).
De acuerdo con los resultados de los
estudios geológicos y geoquímicos en esta
provincia, se ha establecido que las rocas
generadoras principales corresponden a las
Figura 12. Extensión Geográfica de los sistemas
petroleros de Sabinas-Burro-Picachos.
Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 32 |
Figura 13. Carta de eventos de Sabinas-Burro Picachos.
arcillo-calcáreas de la Formación La Casita;
las facies arcillo-calcáreas de La Peña y las
facies calcáreas de Eagle Ford han
contribuido en mucho menor porcentaje.
El kerógeno de las formaciones del Jurásico
es del Tipo III, el cual está severamente
alterado y varía de muy maduro a
sobremaduro, con un alto índice de
transformación del kerógeno. La generación
de gas proveniente de las rocas Jurásicas
durante el Cretácico Medio (figura 13).
Basados en los resultados del modelo
geológico- geoquímico, se plantean dos
procesos de migración ligados a la
deformación estructural: pre-laramídico
y laramídico.
RECURSOS PROSPECTIVOS
Dentro de la Cuenca de Sabinas, se
consideran cinco plays principales:
La Gloria, La Casita, Padilla, La Virgen y
Cupido, con litología siliciclástica y calcárea,
trampas de tipo estructural y estratigráfico y
productoras de gas seco (Tabla 2).
Esta Cuenca tiene contribución en la
producción nacional de hidrocarburos de
más de 400 billones de pies cúbicos (BSCF)
de gas total.
Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 33 |
PLAY ROCA ALMACEN SELLO TRAMPA TIPO DE
HIDROCARBURO
CAMPOS
La Gloria Areniscas de grano grueso a
conglomeráticas de cuarzo con
porosidad primaria intergranular y
secundaria por fracturas (La Gloria,
Oxfodiano-Kimmeridgiano)
Lutitas
(miembro
inferior de
La Casita)
Estructurales(anticlinales
laramídicos en ocasiones
afallados) en algunos casos con
componentes estratígrafico
Gas seco en
ocasiones amargo
(Titoniano)
Lampazos,
Monclova
La Casita Areniscas calcáreas de grano fino de
cuarzo y feldespatos, con
porosidad secundaria por fracturas
(La Casita, Kimmeridgiano-Titoniano)
Lutitas
(miembro
superior de
la
Casita)
Estructurales (anticlinales
laramídicos en ocasiones
afallados) en algunos casos
estratigráficos por acuñamiento
Gas seco en ocasiones
amargo (Titoniano)
Monclova,
Merced,
Forastero,
Lampazos
Padilla Calizas dolomitizadas, dolomías y
calizas arrecifales, porosidad primaria
interclistalina y secundaria por
fracturas (Padilla, Hauteriviano)
Calizas
arcillosas y
lutitas (La
Mula)
Estructurales (anticlinales
laramídicos) y estratigráficos por
cambios de facies laterales
Gas seco en ocasiones
amargo (Titoniano)
Monclova-
Buena
Suerte y
Florida
La Virgen Packstone-grainstone y micro
dolomías con porosidad primaria
intergranular y secundaria por
fracturas (La Virgen miembros I y IV,
Barremiano)
Anhidritas
(miembros
II y V de
La Virgen)
Estructurales (anticlinales
laramídicos) y estratigráficos por
cambios de facies y
combinadas
Gas seco amargo
(Titoniano)
Monclova-
Buena
Suerte y
Pirineo
Cupido Calizas arrecifales, calizas dolomíticas
porosidad primaria, intragranular,
secundaria móldica y por fracturas
(Cupido, Aptiano)
Lutitas
(La Peña)
Estructurales (anticlinales lara-
mídicos) y estratigráficas por
cambios de facies laterales
Gas seco amargo
(Titoniano)
Cuatro
Ciénegas,
Totonaca,
Casa Roja
El resumen de las características de la roca generadora en la Cuenca Sabinas se muestra en la figura 14.
Figura 14. Sabinas Burro-Picachos, Burgos – Sección.
Tabla 2. Prospectos de Fuente Convencionales - Sabinas.
REFERENCIAS
José Antonio Escalera Alcocer, 2010, Estrategia, logros y desafíos de la exploración petrolera en México. Trabajo de ingreso a la Academia de Ingeniería, Especialidad: Ingeniería Geológica.
Schlumberger, 2010, Well Evaluation Conference: WEC, México, Capítulo 1.
Instituto Mexicano del Petróleo, 2013. Presentación Colecta de muestras y cálculo de parámetros cinéticos de las rocas generadoras, Resumen IMP del estudio Vitrinite Reflectance and visual Kerogen Description of 7 Samples from México, GeoS4, Report 20130202”.
Pemex Exploración y Producción, 2010, Sistemas Petroleros de México, Versión 1.0, Subdirección Técnica de Exploración, equipo de trabajo: Lourdes Clara Valdés, Ernesto Miranda Canseco, Mario Aranda García, Ulises Hernández Romano y Guillermo Mora Oropeza.
Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH), 2017. Portal de información técnica, Sitio Web: portal.cnih.cnh.gob.mx.
Portal EMA2: Earth Magnetic Anomaly Grid, 2017, Sitio web: http://www.geomag.org/models/emag2.html.
Pemex Exploración y Producción, Subdirección Técnica de Explotación, 2010, Provincia Petrolera Sabina Burro-Picachos, Versión 1.0.
Revista Internacional de Investigación e Innovación Tecnológica (RIIIT), 2014, Distribución del Gas metano (CBM y Shale Gas) en las cuencas de Sabinas y Chihuahua, México, Publicación Año 1, Num. 6.
Secretaria de energía (SENER) y Pemex Exploración y Producción, 2010, Las Reservas de Hidrocarburos de México.
Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), 2016, Geology and Oil Potential in the Gulf of Mexico Basin: Provinces, structural settings & Plays.
Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana, 2011, Sinopsis Geológica de la Cuenca de Burgos, noreste de México: Producción y Recursos Petroleros. Volumen 63, Num. 2, P. 2-32.
Pemex Exploración y Producción, 2013, Estrategias en México para la explotación de yacimientos no convencionales, presentada por el Dr. José Antonio Escalera Alcocer en el Primer Foro de productividad de pozos 2013 Atlas GEOLÓGICO CUENCAS Sabinas-Burgos.
Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 34 |
La entrevista con Yessica Guerrero Amador GACETA AMGP 35 |
Con el propósito de conocer la trayectoria de
nuestros asociados, así como sus
interesantes puntos de vista acerca de la
industria petrolera, se ha decidido incluir, una
entrevista en cada uno de los volúmenes de la
gaceta de la AMGP Delegación Cd. del
Carmen y para iniciar, será la Ing. Geóloga,
Yessica Guerrero Amador, quien nos
comparta sus opiniones.
¿Cuánto tiempo llevas en el ejercicio de la
Geología?
Tengo siete años de experiencia ejerciendo la
Geología.
¿Desde cuándo eres miembro de la
Asociación Mexicana de Geólogos
Petroleros?
Desde hace 3 años.
¿Cuál es tu área de especialidad?
He trabajado en proyectos de Sedimentología
y Geomecánica, pero en lo que me he
enfocado más es en la Interpretación de
Registros de Imágenes de Pared de Pozo.
¿Cómo contribuye tu área de especialidad
en la industria petrolera?
Esta área de trabajo es de gran importancia
en la industria petrolera, ya que por medio de
este tipo de registros podemos obtener una
imagen de la pared de un pozo, que no es
exactamente una fotografía, pero si nos
proporcionan un gran acercamiento a lo que
tenemos en el subsuelo.
Esta información es de gran utilidad debido a
que nos permite identificar diferentes
elementos geológicos como estratificación,
rasgos texturales asociados con facies
sedimentarias, tipo de fracturamiento
e indicadores de deformación, los cuales en
conjunto nos permiten tener una mejor
caracterización de nuestros yacimientos y así
entender el comportamiento de los fluidos
dentro del mismo.
¿Qué retos técnicos has enfrentado en el
desarrollo profesional?
El principal reto que he tenido es la auto
capacitación en esta especialidad de
interpretación de registros de imágenes, ya
que hasta hace algunos años era poca la
información que se encontraba disponible
para consultar en la literatura y aunque
actualmente es más fácil, sigue siendo poca y
limitada la información al respecto.
¿En qué foros técnicos has participado y
con qué temas?
He tenido la oportunidad de participar en dos
ocasiones, la primera en 2013 en las jornadas
técnicas de la AIPM en Comalcalco con el
tema “Determinación de las unidades de flujo
en el yacimiento JSK del Campo Bricol,
Región Sur, México”, y la segunda en 2016 en
el CMP con el tema “Catálogo de calidad de
roca de los yacimientos naturalmente
fracturados del cretácico de KMZ” y este año,
en el Congreso Mexicano del Petróleo, tendré
la oportunidad de participar con el tema
“Determinación del Tamaño de Bloque de
Matriz de los YNF-KMZ Cretácico a partir de la
delimitación de Capas Mecánicas mediante
registros de imágenes microresistivas”.
La entrevista con
Yessica Guerrero Amador
¿Qué recomendación harías para
contribuir en la formación académica de
los nuevos Geocientíficos?
Que se tenga un mayor vínculo entre las
Instituciones académicas de Ciencias de la
Tierra y las diferentes asociaciones, para que
acudan a nosotros si necesitan apoyo con
pláticas que sirvan para reforzar los temas
que ven en clase.
A los estudiantes les recomiendo que aparte
de la formación que reciben en sus
instituciones busquen mantenerse informados
en los diferentes temas de geociencias
leyendo los artículos que se publican en los
diferentes medios y que son de interés actual.
Entre más artículos lean, mayor va a ser su
conocimiento y van a poder formarse un
criterio más amplio que les va a permitir
resolver mejor los problemas técnicos que se
les presenten cuando trabajen.
A los profesionistas de ciencias de la Tierra
los invito a que siempre que tengan la
oportunidad compartan su conocimiento y
experiencias con los estudiantes.
¿Qué sugerencias de mejora harías a la
Directiva de la Asociación?
Que se traten de hacer más actividades de
difusión para que más profesionistas se unan
a la AMGP Delegación Cd. del Carmen.
Así como realizar un mayor esfuerzo y
compromiso para que las asambleas
continúen efectuándose cada dos meses.
¿Qué temas de interés te gustaría que se
publicaran en la gaceta de la AMGP?
Me gustaría que se publicaran temas de la
aplicación de las nuevas tecnologías en las
diferentes áreas de Geociencias
¿Algún mensaje para los asociados?
Que aprovechen este espacio de difusión que
se tiene en la Gaceta para que den a conocer
sus trabajos. Es importante que todos los
asociados continuemos participando y
colaborando en las actividades que se
realicen en la AMGP Delegación Cd. del
Carmen y en las delegaciones hermanas.
Y por último, invitarlos a que participen en la
celebración de los 70 años de existencia de la
AMGP, a celebrarse del 28 al 30 de
noviembre del presente año en la Ciudad de
Villahermosa, Tabasco.
La entrevista con Yessica Guerrero Amador GACETA AMGP 36 |
María de Jesús Correa López
Francisco J. Ángeles Aquino
¿ Te interesa participar en la
gaceta con material técnico
o alguna otra sugerencia
Diana Stephanie Ayala Rodríguez
Diana Irene Salguero Olvera
Co
mis
ión
de
Mem
bre
sía
Deseas Unirte a la
?
AMGP
¿
Co
mis
ión
Ed
ito
rial
37 | GACETA AMGP Comisión Editorial y Membresía