Tampico Misantla

~ 1 ~

Provincia Petrolera Tampico-Misantla

Pemex Exploración y Producción

Subdirección Técnica de Exploración

Versión 1.0, 2010

~ 2 ~

Director de Pemex Exploración y Producción

Carlos A. Morales Gil

Subdirector de Exploración

J. Antonio Escalera Alcocer

Gerencia de Integración de Geociencias

César Cabrera Cuervo

Activo de Exploración Golfo de México Norte

Arturo Soto Cuervo

Equipo de Trabajo

Juan Rogelio Román Ramos

Joel Lara Rodríguez

Jaime Patiño Ruiz

Lourdes Clara Valdés

Marta Mata Jurado

Guillermo Mora Oropeza

Ernesto Miranda Canseco

Ulises Hernández Romano

Rubén Darío Gómez Rodríguez

~ 3 ~

Contenido

1. Ubicación .................................................................................................................. 5

2. Marco tectónico estructural ....................................................................................... 5

2.1 Geología estructural ..................................................................................................... 5

2.2 Evolución tectónica estructural .................................................................................. 10

3.-Marco estratigráfico y ambientes de depósito ......................................................... 14

4.- Sistemas Petroleros ................................................................................................ 20

4.1 Sistema Petrolero Jurásico Inferior– Jurásico Medio (!) ..................................... 20

4.1.2 Procesos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico Medio (!) ....... 25

4.1.3 Extensión geográfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico

Medio (!) ........................................................................................................................ 26

4.1.4 Extensión estratigráfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico

Medio (!) ........................................................................................................................ 27

4.1.5 Extensión temporal del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico

Medio (!) ........................................................................................................................ 27

4.2. Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) 28

4.2.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-

Paleógeno-Neógeno (!) ................................................................................................. 30

4.2.2 Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-

Paleógeno-Neógeno (!) ................................................................................................. 39

4.2.3 Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-

Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!) ................................................................................. 39

4.2.4 Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-


4.2.5 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-


~ 4 ~

5. Producción y reserva 3P ........................................................................................... 42

6. Recursos prospectivos ............................................................................................. 43

7. Bibliografía .............................................................................................................. 44

Figuras ........................................................................................................................ 45

Glosario ...................................................................................................................... 47

~ 5 ~

Provincia Petrolera Tampico-Misantla

1. Ubicación

La Provincia Petrolera Tampico-Misantla (PPTM), se ubica en la 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 de 200 m. 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 y al oriente con el Cinturón Extensional Quetzalcóatl (Fig. 1).

Figura 1. Ubicación de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla.

2. Marco tectónico estructural

2.1 Geología estructural

Tampico-Misantla es una cuenca de margen pasivo cuya geometría de bloques de basamento está

relacionada a la etapa de apertura del Golfo de México y que evolucionó a una cuenca de antepaís

formada en el Paleógeno, cuando el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental fué emplazado

al occidente de la cuenca.

La Provincia Petrolera Tampico-Misantla está conformada principalmente por los siguientes

elementos tectónico-estructurales y estratigráficos (Fig. 2), el Alto de Tamaulipas y el Homoclinal

de San José de las Rusias como su límite norte, Paleocañón Bejuco-La Laja, el Alto de la Sierra de

~ 6 ~

Tantima, el Paleocañón de Chicontepec y limita al sur con la Franja Volcánica Transmexicana; y de

este a oeste se tiene el Alto o Isla de Arenque, Alto de la Plataforma de Tuxpan y el Frente

Tectónico del Cinturón Plegado y Cabalgado de la Sierra Madre Oriental. Algunos de estos

elementos estructurales han influido en la creación de diferentes unidad es litoestratigráficas

según el régimen tectónico.

Alto de Tamaulipas, es un alto del basamento reactivado durante el Eoceno, emplazado al norte

de la PPTM, morfológicamente está representado en la superficie, por la Sierra de San Carlos –

Cruillas y Tamaulipas, flanqueada al oriente por el Homoclinal de San José de las Rusias y al

occidente por la cuenca de Magiscatzin, su eje mayor tiene una orientación NNW-SSE y una

longitud de aproximadamente 150 km., donde afloran rocas del Cretácico, se encuentra

intrusionadas por rocas intermedias. Es de gran interés económico petrolero ya que hay

posibilidad de entrampamiento de hidrocarburos en rocas del Cretácico principalmente y se tiene

producción a nivel de Jurásico Superior y Cretácico Superior. La paleotopografía antecedente al

Jurásico Superior estaba definida por depresiones de muy variadas formas, tamaño y disposición ,

normalmente irregulares, limitadas por elementos positivos, sin ningún patrón de ordenamiento,

cuya subsidencia estuvo acompañada en algunos casos por fallamientos en sus bordes y que

además se interconectaban con otras depresiones a través de estrechos pasajes, como sucede con

la Depresión de Barril que se prolonga al sur entre los levantamientos de Chocoy y Tamaulipas –

Constituciones, posteriormente se extiende al oriente, separando a este ultimo de las Islas de los

Cues-Salinas y Arenque. A nivel de cima del Basamento-Complejo Metamórfico, se tienen como

rasgos estructurales más sobresalientes, el área correspondiente a la Sierra de Tamaulipas, el

alineamiento Talismán-Lerma-El Verde, el Alto de Chocoy, el levantamiento Cuatro Sitios-Santa

Inés, las llamadas Islas de los Cues-Salinas y la Aguada y los Altos de Tamismolón.

El Homoclinal de San José de las Rusias se extiende desde el oriente de Jiménez hasta Aldama,

Tamaulipas y se considera una prolongación regional del flanco oriental del Arco de Tamaulipas

hasta la actual plataforma continental del Golfo de México. Se caracteriza por tener una pendiente

suave interrumpida solamente por el alineamiento Cabecera-Capellanía paralelo al Arco. Presenta

un sistema de fallas normales de orientación NNW-SSE con caída hacia el oriente. La edad de su

depresión se remonta al Paleozoico Tardío, siendo más joven al occidente donde los granitos

permo-triásicos y lechos rojos triásicos subyacen discordantemente a las rocas del Jurásico

Superior. Su carácter como homoclinal se agudizó durante el Terciario con el levantamiento de la

sierra y la regresión forzada del mar al oriente. En esta área tuvo lugar actividad ígnea con

expresión débil y local, como lo prueban los cuellos volcánicos y diques que afectan las rocas

sedimentarias cenozoicas.

El Alto o Isla de Arenque está situada en la plataforma continental del Golfo de México, sur del

estado de Tamaulipas y norte del estado de Veracruz, aproximadamente a 30 km al este de la

ciudad y puerto de Tampico. Forma parte de un tren estructural cuyo eje principal es de

~ 7 ~

aproximadamente 50 km de largo por 10 km de ancho, con saltos estructurales menores de 100 m

y que independizan estas estructuras entre sí.

Paleocañón Bejuco - La Laja (PCBL), se ubica en la porción centro-noroeste de la Cuenca Tampico-

Misantla y al norte del estado de Veracruz, comprende una superficie promedio de 4000 km2. Este

paleocañón se formó en el Terciario como resultado de la erosión de rocas del Eoceno, Paleoceno,

Cretácico y Jurásico, estando asociado a un bloque bajo del basamento. La fuente de origen de los

sedimentos que rellenaron el paleocanal están representados por calizas del Jurásico Superior y

Cretácico, así como por rocas arcillosas del Paleoceno, de tal forma que los sedimentos producidos

corresponden a potentes espesores de lutitas con intercalaciones de conglomerados arcillo

arenosos y areniscas arcillosas. Estos depósitos están relacionados con ambientes marinos que van

de neríticos hasta batiales. Esta área presenta interés económico petrolero y se han perforado

más de 140 pozos, estableciendo producción en rocas fracturadas del Cretácico Inferior.

Alto de Sierra de Tantima, este elemento se encuentra asociado con un alto del basamento de

orientación E-W, como una nariz estructural del alto de la Plataforma de Tuxpan que divide la

PPTM de norte a sur en dos partes. Por su parte, la sierra tiene 19 km de largo, 5 kilómetros de

ancho, y 1320 m de altura, con una alineación NE, que se eleva desde la llanura costera del Golfo

de México. En su centro, se compone de una sucesión de 700 m de espesor de los flujos de lavas

máficas neógenas, que cubren areniscas y lutitas paleógenas. Los flujos son de 2 a 10 m de

espesor, pero hacia la parte superior la pueden alcanzar espesores hasta 20 m. Las lavas son de

textura micropórfidos afanítica, olivino, clinopiroxeno y plagioclasa. Composicionalmente van

desde basanitas a hawaiitas y sus edades oscilan entre 6.91±0.11 a 6.57±0.12 Ma.

Paleocanal de Chicontepec, se localiza geológicamente en la Cuenca Tampico-Misantla, es una

depresión alargada en la cual las diferencias de relieve no exceden los 200 m. Tectónicamente se

encuentra entre los elementos de la Sierra Madre Oriental y la Plataforma de Tuxpan, abarca parte

de los Estados de Puebla, Veracruz e Hidalgo y fue originado por los esfuerzos del evento

orogénico laramídico y los movimientos corticales ascendentes asociados que provocaron el

levantamiento, deformación del cinturón orogénico y la formación de una antefosa al oriente –

cuenca de antepaís, cuya hidrodinámica, estuvo condicionada por la morfología del talud del

frente tectónico, ubicación de altos del basamento y cambios del nivel del mar, que en conjunto

coadyuvaron a la formación del Paleocañón de Chicontepec a finales del Paleoceno e inicio del

Eoceno. Esta cuenca se rellenó con una columna sedimentaria marina, turbidítica de ambiente

nerítico externo y batial, en algunos lugares con más de 2700 m de espesor compuesta por

conglomerados, areniscas, limolitas y lutitas, cuyas edades van del Paleoceno al Eoceno inferior.

Los principales alineamientos estructurales de la cuenca de Chicontepec son de este a oeste, el

alineamiento Brinco-Escobal-Ameluca y el alineamiento Coxquihui - Las Lomas-Amixtlan-El Zapote-

La Flor. La importancia económica petrolera de este elemento radica en que en él se encuentran

el mayor porcentaje de reservas remanente del país, buena parte de los yacimientos actuales

están estratigráficamente por debajo del paleocanal.

~ 8 ~

Faja Volcánica Transmexicana, esta provincia se encuentra desde la costa del Golfo de México en

el estado de Veracruz en la porción central hasta el Océano Pacifico, es uno de los elementos

mayores de la Republica Mexicana, está constituido por secuencias volcanosedimentarias y

continentales del Cenozoico Tardío que enmascara la distribución de las rocas preexistentes.

Existen evidencias de tres ciclos volcánicos:

1.-Jurásico-Cretacico, con predominancia de andesitas y dacitas intercaladas en rocas del Jurásico

Superior, Cretácico Inferior y metamorfismo en rocas del Cretácico medio.

2.-Oligoceno-Mioceno, se caracteriza por la emisión de lavas y piroclásticos por conductos

fisurales, dando origen a una morfología tabular de mesetas.

3.-Plioceno-Cuaternario, se caracterizó por emisiones volcánicas de basalto a riolitas,

predominando rocas intermedias como la andesita y dacita, formando una gran estructura con

orientación E-W que se sobrepone a las estructuras.

Plataforma de Tuxpan, es un banco carbonatado del Mesozoico, basculado hacia el oriente,

desarrollado sobre un alto de basamento y actualmente sepultado por sedimentos clásticos

terciarios. En este elemento se encuentran una gran cantidad de campos productores tanto en su

porción marina como terrestre.

Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental (CPSMO), es un cinturón de pliegues y cabalgaduras

producidas por esfuerzos no coaxiales de SW A NE (Cretácico Tardío-Eoceno). Las cabalgaduras y

fallas inversas, los pliegues isoclinales con plano axial de vergencia al NE, así como las fallas

laterales, se produjeron durante el mismo evento de deformación. Las rocas aflorantes de la Sierra

Madre Oriental están constituidas principalmente por rocas carbonatadas del Cretácico.

Frente Tectónico Sepultado del CPSMO, forma parte del Cinturón Plegado de la Sierra Madre

Oriental en su porción correspondiente al “Sector Huayacocotla”. Corresponde a una franja

plegada y cabalgada de aproximadamente de 50 km de ancho que forman estructuras anticlinales

angostas y alargadas con vergencia hacia el noreste afectadas por fallas inversas en sus flancos

que se formaron durante la orogenia laramídica, delimitado al sur por el Cinturón Volcánico

Transmexicano, al oeste por el relieve estructural de la Sierra Madre Oriental, al este por la

denominada Antefosa de Chicontepec. El basamento cristalino de este sector de la Sierra Madre

Oriental está formado por rocas metamórficas de edad Pérmico. Las estructuras de extensión

asociadas a la apertura del Golfo de México crearon fosas y pilares que controlaron la

sedimentación mesozoica y los estilos estructurales terciarios, ya que los límites de los bloques

fueron reactivados como fallas inversas (Fig. 3) durante la deformación laramídica, tal es el caso

del límite que constituye la denominada falla Brinco-Escobal, ubicada entre los elementos Frente

Tectónico Sepultado y la porción oriental del Paleocanal de Chicontepec, donde el basamento está

involucrado en la deformación. La deformación laramídica afecta principalmente a las rocas

~ 9 ~

mesozoicas y terciarias con despegues que ocurren en carbonatos arcillosos de diferentes niveles

estratigráficos del Jurásico y Cretácico, esta deformación es considerada de tipo cubierta delgada.

Las rocas más antiguas que constituyen los núcleos de los anticlinales están estructuralmente

levantadas con relación a la porción oriental del antepaís en donde pozos profundos perforados

han penetrado rocas correlativas al complejo basal (inclinado al SW). Se infiere que el estilo

estructural define un sistema cabalgante, imbricado en escamas tectónicas, donde el basamento

metasedimentario participó en la deformación, donde se presentan acuñamientos de unidades

estratigráficas y se generan rampas de falla que ascienden a niveles estratigráficos superiores.

Figura 2 Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico Misantla

FAJA VOLCÁNICA TRANSMEXICANA

PLATAFORMA DE

TUXPAN

CUENCA GOLFO DE MEXICO

PROFUNDO

–

ALTO DE

ARENQUE

ALTO PLAN DE

LAS HAYAS

24

21

96 99

24

21

96 99

SIERRA DETANTIMA

PALEOCAÑON BEJUCO -LA LAJA

~ 10 ~

C. FAJA DE ORO PLAY:EL ABRA

C. RIACHUELOPLAY: SAN ANDRÉS

FRACTURAS

C. SAN ANDRÉSPLAY: SAN ANDRÉS

TAMAULIPAS INF.TAMABRACHICONTEPEC

C. HALLAZGOPLAY: SAN ANDRÉS

A

A

A

A

G

S

G

G

G

S

S

SA

A

A

AS

SA

A

S

A

A

A

G

Pie de la SierraMadre Oriental

A

A

SW

NE

Medio GrabenMesa Chica

InversionRiachuelo-Gran Morelos

Alto San Andrés- HallazgoMedio Graben

Cedros Plataforma de Tuxpan

BB'

PO ZA R IC A

TAM PIC O

100 km s20. 40 . 60 . 80 .

AT U N

ESC U AL O

AG U AD U L C E

PO ZA R IC A

TAM PIC O

100 km s20. 40 . 60 . 80 .

AT U N

ESC U AL O

AG U AD U L C E

OLIGOCENO-MIOCENOEOCENO SUPERIOR

PALEOCENO-EOCENO MED.CRETÁCICO

JURÁSICO

JURÁSICO

CRETÁCICO

BASAMENTO

G

S

A

Roca Almacén

Roca Generadora

Roca Sello

Migración

S i s t e m a P e t r o l e r o

Productores

Potenciales

San AndrésBanco CarbonatadoFracturas

Tamaulipas InferiorTamabraEl AbraChicontepec

PLAYSELEMENTOS

modplay.pre

D. Vélez Scholvink 1997

Fig. 9.- Sección Geológica-Geofísica que muestra el modelo del sistema petrolero del sur de la

Cuenca Tampico-Misantla, la relación entre los bloques de medio graben del Basamento y la

distribución de los campos petroleros. Tomado de Estudio del Play San Andrés, Vélez S. D. 1997



FRACTURAS




A

A

A

A

G

S

G

G

G

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SA

A

A

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SW

NE





BB'

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100 km s20. 40 . 60 . 80 .

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ESC U AL O

AG U AD U L C E

PO ZA R IC A

TAM PIC O

100 km s20. 40 . 60 . 80 .

AT U N

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AG U AD U L C E



JURÁSICO

JURÁSICO

CRETÁCICO

BASAMENTO

G

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Roca Almacén

Roca Generadora

Roca Sello

Migración


Productores

Potenciales



PLAYSELEMENTOS

modplay.pre




FRACTURAS




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FRACTURAS




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100 km s20. 40 . 60 . 80 .

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100 km s20. 40 . 60 . 80 .

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100 km s20. 40 . 60 . 80 .

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AG U AD U L C E



JURÁSICO

JURÁSICO

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Productores

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PLAYSELEMENTOS

modplay.pre

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Roca Generadora

Roca Sello

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Productores

Potenciales



PLAYSELEMENTOS

modplay.pre





0

1

2

3

4

6

5



FRACTURAS




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JURÁSICO

JURÁSICO

CRETÁCICO

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JURÁSICO

JURÁSICO

CRETÁCICO

BASAMENTO

G

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Roca Generadora

Roca Sello

Migración


Productores

Potenciales



PLAYSELEMENTOS

modplay.pre




FRACTURAS




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FRACTURAS




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100 km s20. 40 . 60 . 80 .

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100 km s20. 40 . 60 . 80 .

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AG U AD U L C E



JURÁSICO

JURÁSICO

CRETÁCICO

BASAMENTO

G

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Roca Almacén

Roca Generadora

Roca Sello

Migración


Productores

Potenciales



PLAYSELEMENTOS

modplay.pre

G

S

A

Roca Almacén

Roca Generadora

Roca Sello

Migración


Productores

Potenciales



PLAYSELEMENTOS

modplay.pre





Figura 3. Sección Geológica que muestra los elementos tectónicos de la Provincia Petrolera Tampico-

Misantla, se aprecia la inversión estructural de las fallas de basamento, así como la relación entre las

fosas del basamento y la distribución de los campos petroleros. (Tomado del estudio del play San

Andrés)

2.2 Evolución tectónica estructural

La geometría actual de la Cuenca Tampico-Misantla es producto de varios eventos tectónicos que

forman parte de la evolución de la megacuenca del Golfo de México.

Etapa de 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 (Fig. 4). 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 comienza la transgresión marina, dando origen en la porción centro-oriental de México

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

~ 11 ~

Formación Huayacocotla en varias localidades de la porción sur del sector oriente de la Sierra

Madre Oriental.

Figura 4. Apertura del Golfo de México, margen activa en el Triásico-Jurásico Medio.

Etapa de margen pasivo. A partir del Jurásico Tardío (Fig.5) 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 (Fig. 6).

Figura 5. Relleno sedimentario de las fosas en el Jurásico Medio-Jurásico Tardío.

Corteza Continental

Fosas generadas durante la apertura del Golfo de México

Eventos Tectónicos

T Eoc

T Pal

K Sup

K Med

K Inf

J Sup

J Med

J Inf

Tr

T Olig

Tepicx

Cahuasas Huehuetepec

San Andrés

Basamento

San Andrés

Eventos Tectónicos

T Eoc

T Pal

K Sup

K Med

K Inf

J Sup

J Med

J Inf

Tr

T Olig

Chipoco Chipoco

~ 12 ~

Figura 6. Extensas plataformas carbonatadas y crecimientos arrecifales en el Cretácico Inferior-Medio.

Evento orogénico laramídico, en el Cretácico Tardío la sedimentación del margen pasivo concluyó

por el inicio de los efectos de la orogenia Laramide que dio origen a la Sierra Madre Oriental (Fig.

7). 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 de antepaís o antefosa de Chicontepec durante el Paleoceno-

Eoceno (Fig. 8), en la que se depositaron grandes volúmenes de sedimentos arcillo-arenosos tipo

flysch, correspondientes a las formaciones del Grupo Chicontepec.

Figura 7. Efecto de la Orogenia Laramide en el Cretácico Tardío.

Tepicx


San Andrés

Basamento

San Andrés

Eventos Tectónicos

T Eoc

T Pal

K Sup

K Med

K Inf

J Sup

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T Olig

Tamabra

El Abra

Chipoco Chipoco

Tamaulipas Superior

Tamaulipas Inferior

Eventos Tectónicos

T Eoc

T Pal

K Sup

K Med

K Inf

J Sup

J Med

J Inf

Tr

T Olig

Tepicx


San Andrés

Basamento

San Andrés

Tamabra

El Abra

Chipoco Chipoco

Tamaulipas Inferior

Tamaulipas SuperiorAgua Nueva-Méndez

~ 13 ~

Figura 8. Depósitos turbidíticos de aguas profundas en el Paleoceno-Eoceno tardío.

Etapa de margen pasiva. Tras el cese de la deformación laramídica y la colmatación de la antefosa,

(Fig. 9) 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.

Figura 9. Depósitos progradantes en el Oligoceno temprano-Pleistoceno.

Eventos Tectónicos

T Eoc

T Pal

K Sup

K Med

K Inf

J Sup

J Med

J Inf

Tr

T Olig

Tepicx


San Andrés

Basamento

San Andrés

Secuencia Disc_C (Em)El Abra

Secuencia Disc_A

Secuencia Ps (Ei)

Chipoco Chipoco

Tamaulipas Inferior

Tamaulipas Superior

Tamabra

Eventos Tectónicos

T Eoc

T Pal

K Sup

K Med

K Inf

J Sup

J Med

J Inf

Tr

T Olig

Tepicx

Cahuasas Huetepec

San Andrés

Basamento

San Andrés

Secuencia Disc_C (Em) El Abra

Secuencia Disc_A

Secuencia Ps (Ei)

Tamaulipas Inferior

Chipoco Chipoco

Tamaulipas Superior

Tamabra

~ 14 ~

3.-Marco estratigráfico y ambientes de depósito

La columna sedimentaria de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla (Fig. 10), descansa

discordantemente sobre un basamento constituido por rocas ígneas y metamórficas de edad

Permotriásica que ha sido penetrado por diversos pozos tanto en el norte como en el sur de la

cuenca Tampico-Misantla y en la Plataforma de Tuxpan, a diferentes profundidades que varían

entre 2440 a 4181 m. El basamento subyace discordantemente a la Formación Huayacocotla del

Liásico en la porción occidental y centro del área, a la Formación Cahuasas en la porción oriental y

sur de la cuenca y a la Formación Huizachal del Triásico en las áreas adyacentes al Cinturón

Plegado de la Sierra Madre Oriental.

La columna sedimentaria inicia con la acumulación de depósitos de conglomerados y lechos rojos

de la Formación Huizachal del Triásico Tardío; sobre los cuales se depositaron sedimentos de la

Formación Huayacocotla, la cual está constituida en su miembro inferior por conglomerado,

areniscas y limolitas que fueron transportados por corrientes de alta energía y depositadas en

forma de abanicos aluviales indicando el inicio del relleno de las fosas. El miembro intermedio,

está constituido por conglomerado, areniscas, limolitas y lutitas con amonites lo cual hace

suponer de un ambiente poco profundo y próximo a la costa. El miembro superior está formado

por areniscas, limolitas, lutitas y conglomerado y se caracteriza por plantas fósiles continentales

como las cicadofitas por lo que se sugiere un ambiente de tipo fluvial.

~ 15 ~

La Vigen

Unidades estratigráficas y litología

Sabinas Roc

a

gene

rado

ra

Pla

y y

tipo

de

hidr

ocar

buro

Tipo de trampaE

vent

os

tect

ónic

os

y T

ecto

no-

secu

enci

asA

ntef

osa

Syn

-rift

Ap

ert

ura

de

l Go

lfo d

e M

éxi

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rog

en

ia L

ara

mid

e

III, II

Basamento

Burgos

C E

N O

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OJ

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S

I C

O

TR

IÁS

ICO

PA

LEÓ

GE

NO

NE

ÓG

EN

O

SUPERIOR

INFERIOR

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

PALEOCENO

EOCENO

OLIGOCENO

MIOCENO

PLIOCENO

Albiano

Aptiano

Barremiano

Hauteriviano

Valanginiano

Berriasiano

Tithoniano

Kimmeridgiano

Oxfordiano

Calloviano

Bathoniano

Bajociano

Aaleniano

Toarciano

Pliensbachiano

Sinamuriano

Hetangiano

Noriano

Carniano

Ladiniano

Anisiano

PiacenzianoZancleanoMessiniano

Tortoniano

SerravallianoLanghiano

Burdigaliano

Aquitaniano

Chattiano

Rupeliano

PriabonianoBartoniano

Lutetiano

Ypresiano

Thanetiano

Selandiano

Daniano

Maastrichtiano

Campaniano

Santoniano

Coniaciano

CUAT. PLEISTOCENO

Cenomaniano

Turoniano

Edad

EdadÉpocaEra /

Periodo

MEDIO

M E

S O

Z O

I C

O

Rhaetiano

SUPERIOR

MEDIO

Olenekiano

InduanoINFERIOR

PALEOZOICO

II

Oro

ge

nia

Ch

iap

an

eca

Mar

gen

Pas

iva

Lechos rojos

La Gloria – Minas Viejas

Olvido

La Gloria - Zuloaga

La Casita

San Marcos - Menchaca -Taraises

Barril Viejo - Taraises

Padilla - TaraisesLa Mula

Cupidito- Cupido

Tamaulipas Inferior

La Peña

Acatita – Aurora – Tamaulipas Monclova Superior

Eagle Ford - Agua Nueva

Austin – San Felipe

San Miguel – Parras – Upson

Olmos - Escondido

Mar

gen

Pas

iva

Wilcox

Midway

ReklawQueen City

WechesCook Mountain

YeguaJackson

Vicksburg

Norma - Frío

Anahuac

Catahoula

Oakville

Lagarto

Goliad

II

II

III

III

III

Figura 10. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. (Escalera y Hernández,

2010).

LITOLOGIA TIPO HIDROCARBURO

Limolita, lutita

Arenisca

Conglomerado

Sal

Anhidrita

Dolomía

TRAMPAS

Brechas de talud

carbonatado

Margas

Calizas pelágicasClásticos

continentales

Acuñamiento

Anticlinal

Sub-discordancia

Paleorelieve

Asociadas a fallas

lístricas

Cambio de facies

Gas

Condensado

Aceite

Caliza de rampa

media-externa

VolcánicosCaliza marina

somera

Calizas y lutitas

carbonosas

Ígneo intrusivo

o metamórficoCaliza oolítica

Carbón

LITOLOGIA TIPO HIDROCARBURO

Limolita, lutita

Arenisca

Conglomerado

Sal

Anhidrita

Dolomía

TRAMPAS

Brechas de talud

carbonatado

Margas

Calizas pelágicasClásticos

continentales

Acuñamiento

Anticlinal

Sub-discordancia

Paleorelieve

Asociadas a fallas

lístricas

Cambio de facies

Gas

Condensado

Aceite

Caliza de rampa

media-externa

VolcánicosCaliza marina

somera

Calizas y lutitas

carbonosas

Ígneo intrusivo

o metamórficoCaliza oolítica

Carbón

~ 16 ~

Durante el Jurásico Medio inicia la depositación de los sedimentos relacionados con la apertura

del Golfo de México con una tectonosecuencia synrift conformada por sedimentos continentales

constituidos por conglomerados, areniscas y lutitas de coloración rojiza depositados posiblemente

por corrientes aluviales en fosas durante el Bathoniano, los cuales presentan mayores espesores

en los depocentros de los synrift y se adelgazan hasta acuñarse contra los altos de basamento

sobre el cual descansan discordantemente. Sobre estos sedimentos continentales se depositaron

calizas oolíticas y bioclásticas del miembro inferior de la Formación Huehuetepec que marcan el

inicio de una secuencia transgresiva. Estas rocas son sobreyacidas por mudstone y wackestone

anhidríticos y anhidritas del miembro superior de la Huehuetepec. Durante el Calloviano, una

transgresión marina más extensa, estableció un ambiente de plataforma abierta representada por

la Formación Tepexic que está constituido por packstone y grainstone de oolitas que gradúan

verticalmente a sedimentos calcáreo-arcillosos de aguas profundas de la Formación Santiago, que

corresponde a una de las secuencias generadoras de hidrocarburos en la cuenca.

Durante el Kimmeridgiano (Fig.11), aunque la paleotopografía existente era más suave, continua el

depósito de sedimentos de aguas profundas en los depocentros y en los altos de basamento se

desarrollaron plataformas con depósitos de cuerpos formados por grainstone oolíticos, bioclastos,

con fragmentos de algas y corales de la Formación San Andrés en los bordes, que cambian

lateralmente hacia el interior a facies lagunares constituidos por calizas de bioclastos, miliólidos y

pellets principalmente. El depósito de la Formación San Andrés se llevó a cabo en un ambiente de

alta energía posiblemente sobre una plataforma tipo rampa, formando una franja de bancos

oolíticos en las partes estructurales más altos que cambian lateralmente a facies arcillosas de mar

abierto en los depocentros de la cuenca donde se depositan los sedimentos de las Formaciones

Chipoco y Taman de ambientes de rampa media a externa respectivamente.

Figura 11. Modelo Paleoambiental del Kimmeridgiano.

~ 17 ~

La Formación Tamán se caracteriza por una secuencia de lutitas calcáreas carbonosas y lutitas

limolíticas con radiolarios calcificados y silicificados, sacocómidos y estomiosféridos. Durante este

período prevalecieron condiciones anóxicas en la cuenca. En cuanto a la Formación Chipoco, se

caracteriza por una alternancia de caliza (grainstone) y lutitas calcáreas, o bien areniscas calcáreas

con intercalaciones de lutitas calcáreas arenosa. La Formación San Andrés se encuentra

representada por facies de calizas oolíticas con fragmentos biógenos de algas, moluscos y restos

de equinodermos. Las formaciones San Andrés, Chipoco y Tamán sobreyacen en forma

concordante y progradante a la secuencia del Oxfordiano. Una nueva transgresión provoca que

las facies de la Formación Tamán cubran a las formaciones Chipoco y San Andrés, para pasar

posteriormente en el Tithoniano a las facies de la Formación Pimienta. Se encuentra en

profundidades que varían entre 880 m en la porción occidental y 5000 m en la porción sur. Sus

espesores comúnmente delgados van entre los 300 a 500 m en la porción central de la cuenca y de

500 m en la porción sur.

A principios del Tithoniano culmina el depósito de calizas carbonosas de ambiente de cuenca

profunda de la Formación Tamán, que cambia gradualmente a una secuencia de calizas de

estratificación delgada con capas y lentes de pedernal negro, con abundante materia orgánica,

radiolarios calcificados y/o silicificados, estomiosféridos y sacocómidos, de ambiente de depósito

pelágico definido principalmente por especies de amonitas (Cantú-Chapa, 1971), pertenecientes a

la Formación Pimienta, estos depósitos cambian transicionalmente hacia algunas porciones de la

Plataforma de Tuxpan a sedimentos bioclásticos someros y siliciclásticos costeros de la Formación

La Casita la cual consiste de una unidad basal de limolitas, areniscas y conglomerados calcáreos.

Toda la secuencia comprendida del Jurásico Medio al Tithoniano corresponde a un sistema

transgresivo de segundo orden con espesores mayores en los depocentros y reducción y

acuñamiento en los altos de basamento, con una superficie de máxima inundación también de

segundo orden (MFS) colocada en la secuencia de calizas arcillosas con intercalaciones de bandas

de pedernal de la Formación Pimienta (138 M.a.) del Tithoniano.

Sobre esta secuencia se encuentra el miembro calcarenítico de la Formación Tamaulipas Inferior

constituido por capas de packstone-grainstone oolíticos, bioclásticos e intraclásticos y calizas

pelágicas del Berriasiano-Valanginiano. Estas rocas son sobreyacidas por un sistema transgresivo

que deposita calizas arcillosas del miembro bentonítico de la Tamaulipas Inferior, que a su vez

pasan gradualmente a calizas pelágicas menos arcillosas del miembro de calizas crema como parte

de un sistema de nivel alto. Una nueva transgresión deposita calizas arcillosas del “Horizonte

Otates” sobre la Tamaulipas Inferior al final del Aptiano.

Durante el Cretácico Medio y el Cretácico Tardío, se deposita una secuencia tectonoestratigráfica

de margen pasiva. Durante el Cretácico Medio se formó la Plataforma de Tuxpan que es una gran

plataforma aislada con bordes muy pronunciados constituidos por cuerpos arrecifales, y sus

respectivos cambios laterales de talud y cuenca. Los espesores mayores de esta secuencia se

encuentran precisamente en los bordes arrecifales los cuales se van reduciendo lateralmente

~ 18 ~

hacia las facies de talud y cuenca que bordean la plataforma y que constituyen las formaciones

litoestratigráficas Tamabra y Tamaulipas superior respectivamente (Fig. 12).

Figura 12. Modelo Paleoambiental del Cretácico Medio.

El Albiano temprano fue un período en donde predominó la agradación vertical y propició el

desarrollo de grandes plataformas carbonatadas de márgenes muy inclinadas, como la Plataforma

de Tuxpan representada por calizas someras de la Formación El Abra que constituyen la parte

principal de la plataforma, flujos de escombros y turbiditas carbonatadas de la Formación Tamabra

que corresponden a las facies de talud. Las facies de la Formación Tamabra pasan lateralmente

hacia la cuenca a calizas pelágicas que corresponde a la Formación Tamaulipas Superior.

A finales del Cenomaniano y principios del Turoniano un pulso transgresivo ahoga gran parte de la

Plataforma de Tuxpan y permitió el depósito de calizas arcilloso-carbonosas y lutitas calcáreas de

la Formación Agua Nueva. En la mayor parte de la cuenca prevaleció el depósito de calizas

bentoníticas y lutitas de ambiente de cuenca, correspondientes a las Formaciones Agua Nueva,

San Felipe y Méndez.

~ 19 ~

Durante el Paleoceno se tuvo un cambio muy fuerte en la sedimentación de rocas calcáreas de

aguas profundas a sedimentos terrígenos, como consecuencia de la deformación y plegamiento

del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental, lo que provocó la depositación de una secuencia

tectonoestratigráfica típica de antefosa donde se depositan gruesas secuencias constituidas por

areniscas y lutitas de tipo turbidítico que se acuñaban hacia el oriente contra la Plataforma de

Tuxpan, que hasta el Eoceno medio estuvo actuando como una barrera paleotopográfica. Dicha

tectonosecuencia está conformada por las unidades litoestratigráficas: Velasco, Chicontepec

Inferior, Chicontepec Medio y Chicontepec Superior.

Durante estas épocas, se produce un incremento en la depositación de sedimentos turbidíticos y

se incrementa la formación de cañones submarinos y abanicos submarinos. Este importante

aporte de volúmenes de sedimentación se relaciona con el descenso del nivel del mar y el

levantamiento de la porción occidental de la cuenca favoreciendo la transferencia de material

terrígeno por los cañones submarinos. Los flujos de algunos de estos sistemas de canales llegaron

a chocar con el borde occidental del paleoalto que formaba la Plataforma de Tuxpan desviándose

hacia el sur formando complejos de lóbulos y de canales orientados NW-SE, constituyendo el

denominado Paleocañón Chicontepec (Fig. 13).

Figura 13. Modelo sedimentario Paleocañón de Chicontepec (Proy. Terciario del Golfo, Blair 2000).

~ 20 ~

Existen por lo menos 6 discordancias tanto de carácter regional como local que afectan a la

tectonosecuencia de antefosa desde el Paleoceno al Eoceno medio, estas discordancias están

asociadas a la actividad tectónica y a la caída del nivel del mar.

En el Neógeno se depositó una tectonosecuencia de margen pasivo que constituye una secuencia

progradante que corresponde a depósitos fluviodeltaicos en la porción oriental de la Provincia

Petrolera Tampico-Misantla. Esta tectonosecuencia está conformada por las unidades

formacionales: Guayabal, Chapopote-Tantoyuca, Palma Real Inferior, Palma Real Superior,

Coatzintla, Escolín y Tuxpan con sus respectivos cambios laterales de facies, y está asociada

predominantemente a los cambios relativos del nivel del mar.

4.- Sistemas Petroleros

En la Cuenca Tampico-Misantla los estudios geoquímicos han permitido identificar rocas

generadoras del Jurásico Inferior-Medio y Jurásico Superior Tithoniano. El estudio comparativo de

la composición isotópico-molecular de los bitúmenes extraídos de estas rocas generadoras

mesozoicas con los aceites descubiertos y producidos del Jurásico Medio, de las calizas oolíticas

del Kimmeridgiano, las calizas arrecifales del Cretácico Inferior y Cretácico Medio, calizas

fracturadas del Cretácico Superior y las areniscas terciarias del Paleoceno-Eoceno y Neógeno,

indican la presencia de los siguientes Sistemas Petroleros conocidos (!):

Jurásico Inferior-Medio – Jurásico Medio (!)

Jurásico Superior – Jurásico Kimmeridgiano (!)

Jurásico Superior – Cretácico Inferior (!)

Jurásico Superior – Cretácico Medio (!)

Jurásico Superior – Cretácico Superior (!)

Jurásico Superior – Paleoceno-Eoceno (!)

Jurásico Superior – Neógeno (!)

4.1 Sistema Petrolero Jurásico Inferior– Jurásico Medio (!)

Este sistema petrolero se conoce por la presencia de lutitas del Jurásico Inferior con suficiente

material orgánico disperso maduro a sobremaduro para generar hidrocarburos y la existencia de

acumulaciones de aceite ligero y gas en las areniscas del Jurásico Medio localizadas en la porción

occidental de la cuenca y el Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental.

~ 21 ~

4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico

Medio (!)

Los elementos del sistema petrolero Jurásico Inferior-Medio (!) están representados por lutitas

carbonosas del Jurásico Inferior-Medio como rocas generadoras, las areniscas siliciclásticas y

calcarenitas del Jurásico Medio como roca almacén, las lutitas intraformacionales y carbonatadas

suprayacentes del Jurásico Superior como roca sello.

Roca generadora:

Las rocas del Jurásico Inferior-Medio están representadas por lutitas carbonosas alternantes con

areniscas, limolitas y calizas arcillosas de ambiente transicional marino-lacustre, cuya edad abarca

desde el Sinemuriano hasta el Aaleniano. Su distribución regional está restringida a la porción

occidental de la cuenca con un espesor bruto variable entre 50 y 1150 m, siendo el espesor

promedio 400 m.

El contenido de Carbono Orgánico Total (COT) varía entre 0.1 y 4.6% con potencial generador de

pobre a excelente. El índice de Hidrógeno varía desde 53 en el frente de la Sierra Madre Oriental

hasta 542 mg HC/g COT hacia el oriente, predominando los valores menores a 300, lo que

corresponde a una mezcla de kerógenos II/III precursor de gas y aceite (Fig. 14). Mientras tanto, la

temperatura máxima de pirólisis (Tmax) del kerógeno registra valores entre 432°C (madurez baja)

correspondiente a la entrada a la ventana de generación de aceite en el oriente, hasta 450-544°C

(madurez alta-sobremadurez) ligada a la ventana de generación de gas y condensado al occidente

en el frente de la sierra. Los estudios ópticos de la materia orgánica muestran un predominio de la

materia orgánica leñosa sobre la amorfa (Fig. 15).

~ 22 ~

Figura 14. Registro geoquímico del Jurásico Inferior-Medio, parte central de la Provincia Petrolera

Tampico-Misantla.

Figura 15. Las gráficas y la micrografía muestran la cantidad, calidad y madurez de una mezcla de

kerógenos II/III (material herbáceo y amorfo) presente en las lutitas del Jurásico Inferior –Medio de la

Provincia Petrolera Tampico-Misantla.

350

400

450

500

550

0 200 400 600 800 1000 1200INDICE DE HIDRÓGENO (IH, mgHC/gCOT)

TEM

PER

ATU

RA

MA

XIM

A P

IRO

LISI

S (T

max

, °C

)

KerógenoTipo lll

KerógenoTipo ll

KerógenoTipo l

0

5

10

15

20

25

0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0CARBONO ORGÁNICO TOTAL (COT, %)

HID

RO

CA

RB

UR

OS

PO

TE

NC

IALE

S (

S2

, mg

HC

/gC

OT

)

POBRE

REGULAR

BUENO

POTENCIAL EXCELENTE

~ 23 ~

Entre las rocas analizadas predominan las sobremaduras con su potencial generador agotado a lo

largo del frente de sierra, hacia el oriente se pueden encontrar muestras con potencial generador

remanente entre regular y excelente. En estas últimas los bitúmenes extraídos (Fig. 16) muestran

valores isotópico de carbono alrededor de -270/00, predominio de las parafinas, alcanos de bajo

peso molecular (<C28), Fitano sobre Pristano (ambiente reductor), Diasteranos sobre Esteranos

(alta arcillosidad), Esteranos C29 (aporte terrígeno), Tetracíclicos sobre Tricíclicos, Hopanos C29

<y> que C30, Hopanos C35 = ó > qué C34), relación de Esteranos C29 (S/S+R) =0.53-0.55. Estos

valores son característicos de una roca generadora siliciclástica de ambiente anóxico con

influencia carbonatada y aporte de material orgánico derivado de plantas superiores, de un

kerógeno maduro en la ventana de generación de hidrocarburos (Guzmán et al. 1991). Aunque es

muy probable que las lutitas del Jurásico Inferior-Medio no sea la roca generadora predominante

de los hidrocarburos de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla, ésta se considera que provee los

aceites y gases acumulados en las areniscas y limolitas del Jurásico Medio. Estos hidrocarburos

por su condición de yacimiento intraformacional no pueden ser migrados a rocas suprayacentes.

Existen otros indicadores geoquímicos de su carácter autóctono como son la abundancia del

Bisnorhopano 28,30 en los aceites de la porción terrestre de la cuenca y los extractos de roca

(bitúmenes) de la Huayacocotla y su pérdida en los extractos de roca del Jurásico Superior. No

obstante, la presencia de este biomarcador está controlada facialmente como lo indica su

ausencia en el extracto de rocas de la misma edad en algunos pozos. Otra característica de los

extractos de roca de la Huayacocotla es la pérdida de los propilcolestanos (Esteranos C30), lo cual

sugiere un ambiente deposicional lacustre, aunque por otro lado están presentes los Dinosteranos

que indican un ambiente marino.

La información geoquímica es coherente con los datos litológicos de las rocas que conforman la

Formación Huayacocotla, las cuales fueron depositadas tanto en ambientes marinos como

lacustres, anóxicos (Pristano/Fitano<1), arcillosos (presencia de Diasteranos C27) con material

orgánico mixto terrígeno y marino (Esteranos C27=C29).

~ 24 ~

Figura 16. Cromatograma de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las lutitas generadoras

del Jurásico Inferior-Medio y su correlación con el aceite acumulado en las areniscas del Jurásico Inferior,

mostrando provenir de una roca generadora sobremadura correlacionable con la cortada en las

estribaciones del frente de la sierra.

Roca almacén:

La roca almacén del Jurásico Medio está representada por limolitas y litarenitas feldespáticas de

grano fino, medio a grueso con porciones de aspecto conglomerático con matriz arcillosa calcárea

de porosidad baja entre 4-14% (promedio 8%) y permeabilidad baja (Fig. 17) y calizas oolíticas y

bioclásticas del miembro inferior de la Formación Huehuetepec.

~ 25 ~

Figura 17. A): Registro Gamma-Neutrón mostrando la alternancia de lutitas y areniscas del Jurásico Medio.

B): Fotografía de núcleo de roca almacén de aspecto conglomerático intercalada con lutitas del Jurásico

Medio impregnada de aceite. C): Micrografías de limolitas y areniscas líticas feldespáticas de tamaño de

grano diverso con porosidad secundaria por disolución impregnada de aceite.

Roca Sello:

La roca sello del Jurásico medio está representada por lutitas y lutitas calcáreas

intraformacionales.

Trampa:

Las trampas son de tipo combinado formadas por sedimentos deltaicos con una tendencia SW-NE,

subparalela a los bloques del rift del Triásico-Jurásico Temprano.

4.1.2 Procesos del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-Jurásico

Medio (!)

Debido a la intensa tasa de sedimentación del Jurásico Medio y al flujo de calor de la etapa rift, las

rocas generadoras del Liásico maduraron muy rápidamente, entrando a la ventana de generación

de aceite a inicios del Jurásico Tardío y alcanzando la zona de generación de gas seco a mediados

del Cretácico. Por otro lado la cima de las mismas rocas necesitó la sobrecarga de las rocas del

Jurásico Tardío para conseguir entrar a la ventana del aceite, cuyo pico fue alcanzado durante el

Paleoceno-Eoceno con la formación y relleno sedimentario de la antefosa de Magiscatzin-

Chicontepec, teniendo como consecuencia que la parte media de esta fuente generadora

GAMMA NEUTRÓN

R

o

s

a

r

i

o

2632

2340

A B C

~ 26 ~

alcanzara la ventana de generación del gas húmedo durante el Oligoceno. Por lo tanto, las rocas

del Jurásico Inferior- Medio se encuentran distribuidas dentro de las ventanas de generación de

aceite en la parte oriental y del gas hacia el occidente, a lo largo del frente de la Sierra Madre

Oriental.

4.1.3 Extensión geográfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-

Medio-Jurásico Medio (!)

La extensión geográfica de este sistema petrolero (Fig. 18) cubre el área de influencia de las rocas

generadoras del Jurásico Inferior- Medio (Huayacocotla) donde se conoce que las rocas

almacenadoras del Jurásico Medio han almacenado parte de los hidrocarburos expulsados por

estas rocas generadoras. En esta extensión geográfica de aproximadamente 20 mil kilómetros

cuadrados se sabe que los procesos y los elementos esenciales del Sistema Petrolero han sido

efectivos y han dado como resultado la presencia de acumulaciones de hidrocarburos. Así,

tenemos de producción y manifestaciones de aceite y gas ligados a este sistema petrolero en

pozos de la porción central, en el frente de la sierra y en la parte sur de la cuenca.

Figura 18. Mapa de ubicación y distribución del sistema petrolero Jurásico Inferior y Medio en la

Provincia Petrolera Tampico-Misantla.

24

19

-96

-96-100

24

19

-100

~ 27 ~

4.1.4 Extensión estratigráfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-


Los elementos de este Sistema Petrolero (Fig.19) se encuentran bien delimitados en la columna

geológica. Los espesores y evolución de las rocas sepultantes regulan la generación y migración de

los hidrocarburos. De tal manera tenemos que las rocas generadoras del Jurásico Inferior-Medio

están soportando la carga litostática de los sedimentos del Jurásico Superior, Cretácico y

Paleógeno con espesores que alcanzan los 4 kilómetros en el centro de la cuenca, pero que en el

momento de máxima subsidencia alcanzaron 5000 – 6000 m de profundidad en el frente de sierra.

Figura 19. Transecto regional de la porción central de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla desde el

Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental hasta la Plataforma de Tuxpan, mostrando la

relación de las ventanas de madurez con respecto a las rocas generadoras del Jurásico Inferior.

4.1.5 Extensión temporal del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-


La tabla de elementos y eventos del sistema petrolero (Fig. 20) muestra cronológica y

secuencialmente como se fueron moldeando los elementos y dando los eventos geológicos

esenciales en la cuenca sedimentaria para formar los yacimientos o acumulaciones de

Ro=0.5%Ro=0.7

Ro=1.3

Ro=2.0%

ZONA PRINCIPAL GENERACIÓN ACEITE

ZONA GAS HÚMEDO

0

8000

16000

20 km2 km

LEYENDA ESTRATIGRAFICA

FRENTE DE SIERRA

ANTEFOSA CHICONTEPEC

PLATAFORMA DE TUXPAN

FAJA DE ORO TERESTRE FAJA DE ORO MARINA

Ro – REFLECTANCIA DE VITRINITA

PR

OFU

ND

IDA

D (

m)

10000

1000

ROCA GENERADORA JURÁSICO INFERIOR-MEDIO

~ 28 ~

hidrocarburos. De esta manera, en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla está presente una roca

generadora depositada durante el Jurásico Temprano-Medio y las rocas almacenadoras y sellos

durante el Jurásico Medio-Tardío. La componente estratigráfica de las trampas fue

contemporánea con la sedimentación-compactación de los sellos, mientras que la componente

estructural está influenciada por el evento compresivo laramídico del Paleoceno-Eoceno,

fenómeno que reactivó las fallas del basamento, formando pliegues en la cubierta sedimentaria

paralelos a los bordes de las fosas del synrift Triásico-Jurásico. La generación de hidrocarburos

inició en el Cretácico Temprano, alcanzando el pico máximo a inicios del Paleógeno para

suspenderse a finales del Oligoceno por la inversión, levantamiento y erosión parcial de la

columna sedimentaria en la porción occidental de la cuenca; a partir de ese momento crítico ha

estado en riesgo la preservación de los hidrocarburos.

Figura 20. Tabla de elementos y eventos del sistema petrolero Jurásico Inferior-Medio de la Provincia

Petrolera Tampico-Misantla.

4.2. Sistemas Petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-

Paleógeno-Neógeno (!)

En este inciso se engloban a las rocas generadoras del Jurasico Superior (Oxfordiano a Tithoniano)

porque en todas ellas se ha reconocido intervalos importantes de riqueza orgánica que proveen

aceite y gas, es difícil diferenciar cuanto aporte existe de cada una de ellas en los sitios de

entrampamiento de hidrocarburos, razón por la cual se explica brevemente las características

geoquímicas de cada una de ellas.

Las rocas del Jurásico Superior están representadas por calizas arcillosas de ambiente marino de

cuenca, su distribución regional abarca toda la cuenca, excluyendo los altos de basamento que

actuaron como islas durante ese tiempo. El espesor promedio de estas rocas generadoras es 550

m.

Estas rocas generadoras están relacionadas con las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta de

edad Oxfordiano, Kimmeridgiano y Tithoniano respectivamente, que han sido caracterizadas por

varias técnicas geoquímicas como petrografía, pirólisis por rock-eval y cromatografía-

C R E T Á C I C O P A L E O G E N O

GENERACIÓN /EXPULSIÓN HC

Tiempo ( Ma)11.2

PALEOC EOCENO OLIGOC Temprano Medio Tard

Elementos & Eventos

ROCA GENERADORA

ROCA ALMACEN

ROCA SELLO

FORMACION TRAMPA

Q

0

ROCA DE SOBRECARGA

MOMENTO CRÍTICO

Medio TardíoTemprano

N E Ó G E N O

1.7

M i o c e n o

5.3216.423.828.533.754.865.093.5112.2

Inferior-Medio Tardío

144.2

154

J U R Á S I C O

150.7

TithoKimerOxf

~ 29 ~

espectrometría de masas, las cuales indican que la Formación Santiago del Oxfordiano tiene el

mayor potencial remanente en el sur de la cuenca (Fig. 21), mientras Tamán (Kimmeridgiano) y

Pimienta (Tithoniano) predominan en su porción norte (Fig. 22). En la porción marina las rocas

generadoras principales se concentran en el Jurásico Tithoniano.

Los datos de reflectancia de Vitrinita (Ro) y temperatura máxima de pirólisis (Tmax) muestran una

madurez de la materia orgánica dispersa (MOD) correspondiente a la zona principal de la Ventana

del Aceite. Las muestras de extractos de roca generadora y de aceites fueron analizadas por

cromatografía de gases y espectrometría de masas para determinar la distribución y correlación

roca-aceite por biomarcadores e Isótopos de carbono. Estos parámetros fueron integrados con la

información geoquímica y geológica existente para interpretar el ambiente sedimentario y

madurez de expulsión de las rocas generadoras, estableciéndose tres familias de aceites y

procesos modificadores de los hidrocarburos tales como la biodegradación y la segregación

gravitacional Dicha integración también fue básica para modelar los procesos de generación,

migración y preservación de los hidrocarburos. La interpretación resultante apoya la propuesta de

agrupar las rocas generadoras del Oxfordiano (Santiago), Kimmeridgiano (Tamán) y Tithoniano

(Pimienta) este último es el principal subsistema generador de la Provincia Petrolera Tampico-

Misantla, y a continuación se describen.

Figura 21. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte sur de la Provincia Petrolera Tampico-

Misantla.

~ 30 ~

Figura 22. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte norte de la Provincia Petrolera Tampico-

Misantla.

4.2.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-

Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!)

Roca generadora:

Jurásico Superior Oxfordiano (Fm. Santiago)

El Oxfordiano está constituido por lutitas carbonatadas negras, microlaminadas, limolitas

arcillosas, mudstones arcillo-piritizados y horizontes con nódulos calcáreos. La fauna es pobre y

está representada por algunos bivalvos y cefalópodos de edad Oxfordiano. Sus espesores varían

entre 10 y 755 m, concentrándose preferentemente en la porción sur de la cuenca. El contenido

de carbono orgánico total (COT) y de Hidrocarburos potenciales (S2) varía entre regular y

excelente, 0.5-6.3% y 0.2-39.1 mg/g roca respectivamente. El kerógeno muestra índices de

~ 31 ~

Hidrógeno (IH) entre 21 y 1079, así como temperaturas máximas de pirólisis (Tmax) que varían

entre 425 y 525°C (Fig. 22). Estos valores son propios de un kerógeno original predominantemente

de tipo II que se encuentra desde incipientemente maduro hasta sobremaduro (Fig.23). Los

biomarcadores (Fig. 24 indican un ambiente marino salobre subóxico arcilloso (Hopanos: C29<C30,

C34>C35, alta relación Diasteranos/ Esteranos).


kerógenos I/II y II/III, material predominantemente amorfo (algáceo) presente en las calizas arcillosas del

Jurásico Superior de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla.

Figura 24. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las calizas arcillosas

generadoras del Jurásico Superior Oxfordiano y su correlación con el aceite acumulado en las calizas

oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0

TITHONIANO

KIMMERIDGIANO

OXFORDIANO

Lineal (TITHONIANO)

Lineal (KIMMERIDGIANO)

Lineal (OXFORDIANO)

CARBONO ORGÁNICO TOTAL (COT, %)

HID

RO

CA

RB

UR

OS

PO

TE

NC

IALE

S (

S2

, mg

HC

/gC

OT

)

POBRE

REGULAR

BUENO

POTENCIAL EXCELENTE

350

400

450

500

550

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200

TITHONIANO

KIMMERIDGIANO

OXFORDIANO

INDICE DE HIDRÓGENO (IH, mgHC/gCOT)

TE

MP

ER

AT

UR

A M

AX

IMA

PIR

OLI

SIS

(Tm

ax

, °C

)

KerógenoTipo lll

KerógenoTipo ll

KerógenoTipo l

Correlación roca generadora-aceite

Extracto de roca generadora Oxfordiano

Aceite en roca almacen del kimmeridgiano

~ 32 ~

Roca generadora:

Jurásico Superior Kimmeridgiano (Fm. Tamán)

El Kimmeridgiano está compuesto por mudstones arcillosos, lutitas calcáreas laminares y escasas

limolitas. Sus características fundamentales son la buena estratificación y el predominio de los

carbonatos sobre la arcilla. Sus espesores varían entre 3 y 998 m. El COT se encuentra entre 0.1 y

5.4%, mientras los valores de S2 fluctúan entre 15 y 925 mg/g y los de Tmax de 421 a 527°C (Fig.

22). Los biomarcadores indican un ambiente marino salino anóxico carbonatado (Hopanos:

C29>C30, C34<C35, muy baja relación Diasteranos/ Esteranos.

Roca generadora:

Jurásico Superior Pimienta

La Formación Pimienta está compuesta por mudstones arcillosos negros, ligeramente piritizados,

de estratificación delgada con intercalaciones de lutita negra laminar, bentonita y lentes de

pedernal. Sus espesores varían entre 3 y 485 m. El COT se encuentra entre 0.4 y 6.5% y el S2 entre

0.2 y 43.4 mg hc/g Cot. El IH varía entre 18 y 959, mientras que la Tmax se encuentra entre 412 y

476°C. (Fig. 22). Los biomarcadores indican un ambiente marino salino anóxico carbonatado

arcilloso (Hopanos: C29>>C30, C34<C35, regular relación Diasteranos/ Esteranos) (Fig.25).

Figura 25. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las calizas arcillosas

generadoras del Jurásico Superior Tithoniano y su correlación con un aceite acumulado en las calizas

oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

La mayor riqueza orgánica está relacionada con las formaciones Santiago y Pimienta, teniendo el

kerógeno una tendencia de madurez de los tipos I y II, encontrándose predominantemente dentro

de la ventana del aceite. En las tres formaciones existe una buena correlación entre el Ro y la


Extracto de roca generadora Tithoniano

Aceite en roca almacen del Kimmeridgiano


Extracto de roca generadora Tithoniano

Aceite en roca almacen del kimmeridgiano

~ 33 ~

Tmax, lo que permite utilizar un Ro equivalente en esta cuenca con escasez de vitrinita. Los

mayores espesores de las rocas generadoras se concentran en 12 grabens, los cuales al madurarse

la materia orgánica se convirtieron en los principales focos oleogeneradores. El área promedio de

estos focos es 907 km² y su espesor 550 m, el promedio del COT es 2.2% y del IH alrededor de 500

mg HC/g COT.

A partir de estas rocas se generó aceite y gas asociado que está almacenado en las rocas

carbonatadas del Cretácico Inferior entre 2500 y 3500 m, en las calizas arrecifales, prearrecifales y

de talud del Cretácico Medio a profundidades de 600 a 4700 m con aceites de 15 a 36 API°; en los

carbonatos fracturados del Cretácico Superior a una profundidad de 500 m con aceites de 11 a 18

API° que están afectados por severa biodegradación y en las areniscas del Paleoceno-Eoceno

donde se tienen aceites de 19 a 40 API°, estos aceites se han caracterizado por biomarcadores (Fig.

26) con el extracto de la roca generadora que confirma su afinidad a un ambiente marino

carbonatado con regular influencia de arcillas en condiciones reductoras.

Figura 26. Correlación de roca generadora-aceites de la Provincia Petrolera Tampico Misantla, que

sugieren un origen común de una fuente generadora carbonatada arcillosa de ambiente anóxico del

Jurásico Superior Tithoniano.

Aceites almacenados en Paleoceno-Eoceno

Aceites almacenados en Cretácico Medio

Aceites almacenados en Cretácico Inferior

Aceites almacenados en Kimmeridgiano

Aceites almacenados en Cretácico Superior

m/z 191 m/z 217

Roca generadora Jurásico Superior Tithoniano Cuenca Tampico Misantla

NC

36

~ 34 ~

Por otro lado las arenas del Neógeno (Mioceno superior-Plioceno) han presentado evidencias de

la presencia de acumulaciones de gas seco hacia la extensión al sur de esta cuenca en el área

marina a una profundidad promedio de 2000-4000 m en tirantes de agua de 70 a 200 m. El análisis

e interpretación de los datos composicionales de estos gases indican su origen termogénico

producto del craqueo primario de kerógeno sapropélico, relacionado genéticamente con las rocas

del Jurasico Superior Tithoniano, las diferencias que presentan estos se debe a la madurez y a los

cambios fisicoquímicos durante la migración del hidrocarburo. La poca variabilidad isotópica de las

fracciones húmedas excluye las posibilidades de biodegradación de los mismos. El rango de

migración es muy cerrado, por lo que sus diferencias se pueden relacionar con la madurez de

expulsión. El paralelismo de las tendencias de las relaciones molares e isotópicas de los gases

indica la posibilidad de un origen común de éstos con preferencias a la migración en un sistema

abierto (Fig. 27).

Figura 27. Gráficas de las relaciones isotópico-moleculares de los gases almacenados por las areniscas

neógenas, donde se puede apreciar su origen alóctono, producto de la migración desde una roca

generadora sobremadura con kerógeno tipo I-II.

Roca almacén:

La roca almacén del Jurásico Superior Kimmeridgiano está representada por calizas oolíticas y

arenas calcáreas transgresivas formadas por la denudación de arrecifes jurásicos preexistentes y

depositadas en los bordes de los altos del basamento. Su porosidad varía de 9 a 15%, mientras su

MIG

RA

CIO

N

MA

DU

RE

Z

DE

LT

A C

AR

BO

NO

1

3 (

0/

00)

DE

LT

A C

AR

BO

NO

1

3 (

C2

–C

3)

DE

LT

A C

AR

BO

NO

1

3

ME

TA

NO

(0/

00)

DELTA CARBONO 13 ETANO(0/00)ETANO/ METANO (% MOL)

COMPONENTES DEL GAS

~ 35 ~

permeabilidad se encuentra entre 0.2 y 300 mD, estando relacionada la mejor calidad de la roca

almacén con las facies oolíticas. Su espesor varía de 31 hasta 204 m

Las rocas almacén del Cretácico Inferior consisten de calizas tipo mudstone – wackestone de

nannoconus y tintínidos de color crema-café y café grisáceo con nódulos de pedernal y delgadas

intercalaciones de bentonita gris verdosa, estilolitas, fracturas rellenas de calcita y a veces por

dolomía; arealmente se presenta como una franja irregular que se adelgaza y desaparece hacia el

norte y oriente por erosión de la porción norte de la cuenca.

Los horizontes productores presentan porosidades entre 12 y 20% siendo está intercristalina y

secundaria por fracturamiento, provocado por la compactación diferencial en los bordes de los

bloques del synrift. Su permeabilidad es baja de 1 a 5mD, la cual se incrementa por la presencia de

fracturas hacia la cima (Fig. 28).

Figura 28. Registro tipo de la roca almacén del Cretácico Inferior, imagen MEB de la microporosidad y

foto de núcleo tipo mostrando las fracturas.

La roca almacén del Cretácico Medio (Formación El Abra) consiste de packstone y grainstone de

miliólidos, intraclastos, peloides de edad Albiano-Cenomaniano depositados en un ambiente de

plataforma interna como son las arenas de playa, canal, delta de marea, eolianitas y barras,

estando distribuidas en la parte protegida del borde arrecifal del atolón de la Faja de Oro

desarrollado sobre la plataforma de Tuxpan. Hacia el sur de la plataforma se preservaron

crecimientos de rudistas conformados por calizas rudstone, floatstone y framestone y corales. Los

~ 36 ~

espesores encontrados de las calizas arrecifales varían de 1800 a 2000 m, pero es su cima la que

presenta la mejor calidad como roca almacén, relacionada ésta con la zona discordante donde se

presentan fenómenos de karsticidad, colapsamiento y porosidad vugular que incrementan la

permeabilidad. Las porosidades determinadas son de tipo intergranular, intragranular, móldica y

fracturas. Los rangos de porosidad se encuentran entre 14 y 35%, mientras la permeabilidad llega

alcanzar hasta 600 mD (Fig. 29). La roca almacén del Cretácico Medio (Formación Tamabra)

consiste de brechas de edad Albiano-Cenomaniano depositadas en un ambiente de talud como

una franja alrededor de la plataforma de Tuxpan con porosidades hasta de 30% y permeabilidades

mayores a 1000 mD.

Figura 29. Fotografías de núcleos de calizas grainstone con estilolitas, fracturas y madrigueras de

moluscos impregnadas de aceite. Micrografías representativas de las calizas packstone y grainstone que

constituyen la roca almacén del Cretácico Medio (Formación El Abra), apreciándose la excelente

porosidad inter- e intraparticular (móldica) por disolución, así como las microfracturas que ligan los poros.

Las rocas almacén del Cretácico Superior Turoniano –Santoniano (Formaciones Agua Nueva-San

Felipe) están conformadas por calizas arcillosas, cuya porosidad y permeabilidad están

condicionadas por la presencia de fracturas. Los valores de porosidad varían entre 2 y 12%. Éstas

se encuentran asociadas a las fallas de los bordes de las fosas del synrift, que fueron reactivadas

durante el evento compresivo Laramídico provocando la inversión y el fracturamiento (Fig. 30).

~ 37 ~

Figura 30. Modelo conceptual de las rocas almacén y trampas del Cretácico Superior formadas por la

reactivación de las fallas del synrift.

La roca almacén del Paleoceno superior-Eoceno inferior está constituida por delgados paquetes de

areniscas líticas de grano fino-medio intercalados con lutitas, relacionados con lóbulos y abanicos

submarinos sobrepuestos. Estas arenas están compuestas por clastos de calizas

predominantemente, cuarzo, feldespatos y otros minerales. En cuanto al sistema poroso se tiene

diámetro de poro de 10 a 40 micras y la garganta de poro de 1 a 4 micras con porosidad promedio

del 12% y permeabilidad baja (0.5 mD).

La roca almacén del Neógeno corresponde a una edad Mioceno superior-Plioceno inferior y está

representada por areniscas de grano fino con fragmentos de calizas, cuarzo y feldespatos,

clasificándose como litarenitas. Éstas se encuentran intercaladas con lutitas en paquetes con

espesores variables entre 15 y 30 m.

La porosidad presente en estas areniscas es de tipo intergranular y por disolución, alcanzando

valores en un rango de 15 a 26%, mientras su permeabilidad varía entre 1 a 200 mD, con promedio

de 20 mD.

Roca Sello:

La roca sello del Kimmeridgiano está constituida por las calizas arcillosas del Jurásico Tithoniano

(Pimienta) que se encuentran ampliamente distribuidas a excepción donde cambian a facies más

terrígenas o se adelgazan sobre los altos de basamento o han sido erosionadas.

JURÁSICO MEDIOCAHUASAS

LECHOS ROJOS

BASAMENTO

CRETÁCICO

ROCA GENERADORA

JURÁSICO SUPERIOR

COMPRESIÓN

INV

ERSI

ÓN

ROCA GENERADORA

JURÁSICO INFERIOR-MEDIO

CALIZAS FRACTURADAS

~ 38 ~

Para el Cretácico Inferior la roca sello la conforman las lutitas del Mioceno en ciertas áreas del

borde oriental de la Plataforma de Tuxpan.

El sello del Cretácico Medio, en el área de la Plataforma de Tuxpan está constituido por rocas

arcillosas terciarias, así como por calizas compactas de plataforma interna interestratificadas

correspondientes a eventos de máxima inundación. Para la Franja Tamabra está representado por

calizas arcillosas intraformacionales y del Cretácico Superior Turoniano (Formación Agua Nueva).

El sello del Campaniano Maastrichtiano está constituido por calizas arcillosas y margas (Formación

Méndez).

Las rocas sello para las rocas almacén del Paleoceno superior-Eoceno inferior están representadas

localmente por lutitas intraformacionales impermeables. El sello regional lo conforman las lutitas

del Eoceno medio (Formación Guayabal).

El sello para el Mioceno superior-Plioceno lo constituyen las limolitas y lutitas intraformacionales

que se intercalan con los paquetes de arena.

Trampa:

Las estructuras del Kimmeridgiano y Cretácico Inferior están asociadas a trampas estructurales,

estratigráficas y combinadas, con el predominio de las últimas y formando alineamientos norte-sur

asociadas a las fallas de rifting.

Las trampas del Cretácico Medio en la Faja de Oro son estratigráficas asociadas a remanentes

paleotopográficos labrados por la erosión durante la exposición subaérea de estas calizas. Existen

también trampas estratigráficas por cambios de facies hacia la porción lagunar y por relieve

depositacional. Las trampas de la franja Tamabra son combinadas, producto del acuñamiento y

plegamiento de los flujos de escombros y turbiditas, por reactivación del basamento durante el

evento compresivo.

Las trampas del Cretácico Superior son del tipo estructural y fueron formadas por la reactivación

de las fallas del synrift, inversión y fracturamiento de las rocas a lo largo de ellas

Para el Paleoceno-Eoceno las trampas son de tipo combinado, su componente estructural se

relaciona con el evento compresivo Laramídico.

Las trampas del Mioceno-Plioceno son de tipo estructural con cierre en tres y cuatro direcciones,

observándose compartamentalización por fallas. Las fallas pertenecen a un sistema extensional

con crecimiento asociado, que se unen en un solo despegue subhorizontal. Las fallas sintéticas

principales tienen caída al oriente y forman un sistema de relevo contínuo de fallas con rumbo

NW-SE, existiendo una gran falla con dirección SSE que controló la erosión y el relleno de las fosas

formadas por la extensión.

~ 39 ~

4.2.2 Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-

Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno (!)

Debido al decremento de la tasa de sedimentación durante el Cretácico por el régimen tectónico

pasivo de la cuenca en este periodo, las condiciones profundas de sedimentación en su porción

centro-occidental, el sepultamiento de las rocas generadoras del Jurásico Superior maduraron con

mayor lentitud que sus análogas del Jurásico Inferior-Medio, entrando a la ventana de generación

de aceite a finales del Cretácico e inicios del Terciario, alcanzando su mayor madurez a través del

Eoceno como resultado del hundimiento rápido de la antefosa por el flexuramiento del basamento

causado por el acercamiento del Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental y el

mayor aporte de sedimentos. A partir del Oligoceno, la inversión de la cuenca por reacomodo o

rebote isostático de la corteza y la consecuente migración al oriente de los depocentros

sedimentarios, el proceso de generación de hidrocarburos en el occidente fue extinguiéndose

lentamente, transfiriendo su intensidad hacia el oriente, de tal manera que en la porción oriental

de la cuenca este proceso sucedió durante el Mioceno-Plioceno, alcanzando el pico de la

generación de aceite durante el Plio-Pleistoceno. Por lo tanto, las rocas generadoras del Jurásico

Superior se encuentran distribuidas dentro de la ventana de generación de aceite, habiendo

alcanzado su momento crítico de máxima madurez durante el Oligoceno en la porción occidental

correspondiente a la antefosa de Chicontepec y en el Plio-Pleistoceno en la parte oriental,

actualmente correspondiente a la plataforma continental del Golfo de México.

4.2.3 Extensión geográfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-


En la Fig. 31 se representan las áreas de influencia del sistema petrolero donde la roca generadora

es principalmente del Jurasico Superior Tithoniano.

El sistema petrolero Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico Inferior es conocido en los extremos

norte y sur de la cuenca y en tierra en los alrededores del puerto de Tampico.

Respecto al sistema petrolero Tihtoniano-Cretácico Medio, ocurre en la parte centro oriental de la

cuenca entre la Laguna Tamiahua al norte y Tecolutla al sur, la plataforma continental del Golfo de

México al oriente y Poza Rica al occidente, teniendo como centro el puerto de Tuxpan. Este

sistema tiene continuidad hacia el Golfo de México.

El sistema petrolero Tithoniano-Cretácico Superior se encuentra ubicado al noroeste de la cuenca

y en el extremo sur del Alto de Tamaulipas.

El sistema petrolero Tithoniano-Paleógeno se encuentra en el Paleocanal de Chicontepec y es el

más importante por sus recursos petrolíferos, cubriendo un área aproximada de 4000 km2.

El sistema petrolero Tithoniano -Neógeno está presente en la porción marina de la cuenca ubicada

al sureste.

~ 40 ~

Figura 31. Mapa de ubicación geográfica de los sistemas petroleros de la Provincia Petrolera Tampico-

Misantla.

4.2.4 Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros Tithoniano-


Los elementos de este Sistema Petrolero se encuentran bien delimitados en la columna geológica.

Como ya se mencionó, los espesores y evolución de las rocas de sobrecarga o sepultantes regulan

la generación y migración de los hidrocarburos. De tal manera tenemos que las rocas generadoras

del Jurásico Superior están soportando la carga litostática de las sedimentos del Cretácico y

Terciario con espesores remanentes que van desde los 3 kilómetros en el occidente de la cuenca

hasta 6-7 kilómetros en la porción marina.

4.2.5 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros Tithoniano-


Como se ha mencionado ya, la tabla de elementos y eventos del sistema petrolero (Fig. 32)

muestra cronológica y secuencialmente como se fueron moldeando los elementos y dando los

eventos geológicos esenciales en la cuenca sedimentaria para formar los yacimientos o

24

19

-96

-96-100

24

19

-100

24

19

-96

-96-100

24

19

-100

~ 41 ~

acumulaciones de hidrocarburos. De esta manera, en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla está

presente además de la roca generadora del Jurásico Inferior-Medio, otra fuente generadora con

mayor distribución y potencial generador, que fue depositada durante el Jurásico Tardío,

formándose casi contemporáneamente las rocas almacenadoras del Jurásico Kimmeridgiano, a las

cuales también sirve de sello. Aparte de las mencionadas rocas almacenadoras calizas oolíticas

kimmeridgianas, que constituyen parte del sistema petrolero Tithoniano -Kimmeridgiano (!) están

presentes las cretas del Cretácico Temprano, cuyo yacimiento fue sellado después de su erosión

parcial en el noreste de la cuenca por lutitas en el Mioceno, conformándose así el sistema

petrolero Tithoniano-Cretácico Inferior (!). Otra roca almacén importante por ser la de mayor

producción acumulada está conformada por las calizas arrecifales depositadas durante el

Cretácico Medio sobre la Plataforma de Tuxpan y su talud. Estas rocas fueron selladas por calizas

arcillosas del Turoniano en el talud, por lutitas paleógenas en el borde occidental y neógenas en el

borde oriental de la plataforma, constituyendo los elementos del sistema petrolero Tithoniano -

Cretácico Medio (!). En el norte de la cuenca, la inversión del basamento durante el evento

compresivo laramídico trajo como consecuencia el fracturamiento de las calizas arcillosas

depositadas en el Cretácico Tardío, convirtiéndolas en almacenadoras a lo largo de las fallas

synrift durante el Paleógeno, mientras las calizas con mayor contenido arcilloso del Campaniano-

Maastrichtiano sirvieron de sello del futuro sistema petrolero Tithoniano -Cretácico Superior (!). El

sistema petrolero más importante de la cuenca Tithoniano-Paleoceno-Eoceno (!) se formó a

finales del Paleoceno e inicios del Eoceno con la depositación de areniscas turbidíticas en la zona

erosiva del canal de Chicontepec, perfil erosivo el cual llegó a destruir yacimientos preexistentes

almacenados en calizas del Jurásico Kimmeridgiano y Cretácico Medio, biodegradándose y

remigrando los crudos. La componente estratigráfica de las trampas de este sistema petrolero

Tithoniano-Paleógeno fue contemporánea con la sedimentación-compactación de los sellos

arcillosos durante el Eoceno medio, mientras que la componente estructural está influenciada por

el evento compresivo laramídico del Paleoceno-Eoceno. Por último tenemos el sistema petrolero

Tithoniano-Mioceno (!), cuyas rocas almacenadoras y sello se depositaron durante el Mioceno

tardío – Plioceno y cuya trampa se formó durante el Plioceno tardío. La generación de

hidrocarburos inició a finales del Cretácico, alcanzando su pico máximo de generación-expulsión

de hidrocarburos con la intensa subsidencia compensada por sedimentación del Eoceno para

suspender los procesos de generación a finales del Oligoceno por la inversión, levantamiento y

erosión parcial de la columna sedimentaria en la porción occidental terrestre de la cuenca. A partir

de ese momento crítico ha estado en riesgo la preservación de los hidrocarburos por los

fenómenos de remigración por el reacomodo de bloques y en algunos lugares por actividad ígnea.

En la porción marina la mayor intensidad de generación- expulsión de hidrocarburos se ha dado

durante el Plio-Pleistoceno, alcanzando su momento crítico en el reciente.

~ 42 ~

Figura 32. Tabla de eventos de los sistemas petroleros asociados con las rocas generadoras del

Jurásico Superior.

5. Producción y reserva 3P

La exploración por hidrocarburos en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla se remonta a la

segunda mitad del siglo pasado, cuando se perforaron los primeros pozos en el área de Furbero en

el estado de Veracruz. Perforados con técnicas rudimentarias, estos pozos no lograron explotarse

comercialmente. No fue sino hasta 1904, con la perforación del pozo La Pez-1 en la parte norte de

la provincia, que se inicia en México la producción comercial de hidrocarburos de calizas

fracturadas del Cretácico. Posteriormente siguieron los espectaculares descubrimientos de la Faja

de Oro terrestre que dieron gran renombre a esta provincia. En la década de 1920 esta provincia

llegó a producir más de 500 mil barriles por día (Fig. 33), habiendo acumulado a la fecha más de

5,500 millones de barriles de aceite y 7.5 billones de pies cúbicos de gas. Las reservas remanentes

y los recursos prospectivos de esta provincia ascienden a 18,875 y 1,700 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, respectivamente. Las reservas remanentes se localizan principalmente

en los yacimientos de la Formación Chicontepec.

Por su producción el más importante ha sido el sistema petrolero Tithoniano-Cretácico Medio (!)

con casi el 50% de los de los 7.1 MMMbpce acumulados al 1° de enero de 2009 y por sus reservas,

lo más importante, es el Tithoniano-Paleoceno-Eoceno con el 88% de los 18.05 MMMbpce

evaluados a la misma fecha, cabe mencionar que el Cretácico Medio aún posee el 5% de las

reservas de hidrocarburos en la cuenca, sin considerar el aceite remanente no recuperado por los

métodos tradicionales de explotación, al 1° de enero de 2010.

C R E T Á C I C O P A L E O G E N O

GENERACIÓN /EXPULSIÓN HC

Tiempo ( Ma)11.2

PALEOCENO EOCENO OLIGOCENO Temprano Medio Tard

Elementos & Eventos

ROCA GENERADORA

ROCA ALMACEN

ROCA SELLO

FORMACION TRAMPA

Q

0

ROCA DE SOBRECARGA

MOMENTO CRÍTICO

Medio TardíoTemprano

N E Ó G E N O

1.7

M i o c e n o

5.3216.423.828.533.754.865.093.5112.2

Inferior-Medio Tardío

144.2

154

J U R Á S I C O

150.7

TithoKimerOxf

OccidentePaleocanal

Franja TamabraFaja de Oro Terrestre

Faja de Oro MarinaArenque

P. TerrestreP. Marina

~ 43 ~

Figura 33. Gráfica de producción de la Provincia Petrolera Tampico Misantla.

6. Recursos prospectivos

Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos no descubiertos que se esperan

recuperar asociados a una estrategia exploratoria.

Para definir los recursos prospectivos de cada provincia petrolera los insumos principales son la

información geológica-geofísica de la misma, sus plays, sus oportunidades exploratorias

asociadas, así como los campos existentes o en su caso campos análogos; mediante una

simulación probabilística de estos elementos, se obtiene una distribución volumétrica afectada

por una probabilidad de éxito.

La distribución de los recursos prospectivos evaluados en 2010 en la Provincia Petrolera Tampico-

Misantla abarca el 3.25 % de los recursos totales a nivel nacional, con una media de cerca de 1.7

MMMbpce (01 enero 2009).

-

100

200

300

400

500

600

Mb

d

Ébano – Pánuco y Faja de Oro

Poza Rica y San Andrés

Tamaulipas-Constituciones,

Arenque, Faja de Oro Marina,

Tres Hermanos

Chicontepec

Faja de Oro

~ 44 ~

7. Bibliografía

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Figuras

Figura 1. Ubicación de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla

Figura 2. Principales elementos tectónicos en la Provincia Petrolera Tampico Misantla

Figura 3. Sección Geológica que muestra los elementos tectónicos de la Provincia Petrolera

Tampico-Misantla, se aprecia la inversión estructural de las fallas de basamento, así como la

relación entre los medios grabens del basamento y la distribución de los campos petroleros.

(Tomado del estudio del play San Andrés)

Figura 4 Apertura del Golfo de México, margen activa en el Triásico-Jurásico Medio

Figura 5 Relleno sedimentario de las fosas en el Jurásico Medio-Jurásico Tardío

Figura 6. Extensas plataformas carbonatadas y crecimientos arrecifales en el Cretácico Inferior-

Medio

Figura 7. Efecto de la Orogenia Laramide en el Cretácico Tardío..

Figura 8. Depósitos turbidíticos de aguas profundas en el Paleoceno-Eoceno tardío.

Figura 9. Depósitos progradantesen el Oligoceno temprano-Pleistoceno,

Figura 10. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla. (Escalera y

Hernández, 2010).

Figura 11. Modelo Paleoambiental del Kimmeridgiano.

Figura 12. Modelo Paleoambiental del Cretácico Medio.

Figura 13. Modelo sedimentario Paleocañón de Chicontepec (Proy. Terciario del Golfo, Blair

2000).

~ 46 ~

Figura 14. Registro geoquímico del Jurásico Inferior-Medio, parte central de la Cuenca Tampico-

Misantla


kerógenos II/III (material herbáceo y amorfo) presente en las lutitas del Jurásico Inferior –Medio

de la Cuenca Tampico-Misantla

Figura 16. Cromatograma de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las lutitas

generadoras del Jurásico Inferior-Medio y su correlación con el aceite acumulado en las areniscas

del Jurásico Inferior, mostrando provenir de una roca generadora sobremadura correlacionable

con la cortada en las estribaciones del frente de la sierra

Figura 17. A): Registro Gamma-Neutrón mostrando la alternancia de lutitas y areniscas del

Jurásico Medio. B): Fotografía de núcleo de roca almacén de aspecto conglomerático intercalada

con lutitas del Jurásico Medio impregnada de aceite. C): Micrografías de limolitas y areniscas líticas

feldespáticas de tamaño de grano diverso con porosidad secundaria por disolución impregnada de

aceite

Figura 18. Mapa con la extensión geográfica del Sistema Petrolero Jurásico Inferior-Medio-

Jurásico Medio (!) de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla

Figura 19. Transecto regional de la porción central de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla

desde el Frente de la Sierra Madre Oriental hasta la Plataforma de Tuxpan, mostrando la relación

de las ventanas de madurez con respecto a las rocas generadoras del Jurásico Inferior

Figura 20. Tabla de elementos y eventos del sistema petrolero Jurásico Inferior-Medio de la

Cuenca Tampico-Misantla.

Figura 21. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte sur de la Provincia Petrolera

Tampico-Misantla

Figura 22. Registro geoquímico del Jurásico Superior en la parte norte de la Provincia Petrolera

Tampico-Misantla


kerógenos I/II y II/III (material predominantemente amorfo (algáceo) presente en las calizas

arcillosas del Jurásico Superior de la Provincia Petrolera Tampico-Misantla

Figura 24. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las calizas

arcillosas generadoras del Jurásico Superior Oxfordiano y su correlación con un aceite acumulado

en las calizas oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

~ 47 ~

Figura 25. Cromatogramas de gases y fragmentogramas de bitúmenes extraídos de las calizas

arcillosas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano y su correlación con un aceite acumulado

en las calizas oolíticas del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

Figura 26. Correlación de roca generadora-aceites de la Provincia Petrolera Tampico Misantla, que

sugieren un origen común de una fuente generadora carbonatada arcillosa de ambiente anóxico

del Jurásico Superior Tithoniano

Figura 27. Gráficas de las relaciones isotópico-moleculares de los gases almacenados por las

areniscas neógenas, donde se puede apreciar su origen alóctono, producto de la migración desde

una roca generadora sobremadura con kerógeno tipo I-II

Figura 28. Registro tipo de la roca almacén del Cretácico Inferior, imagen MEB de la

microporosidad y foto de núcleo tipo mostrando las fracturas

Figura 29. Fotografías de núcleos de calizas grainstone con estilolitas, fracturas y madrigueras de

moluscos impregnadas de aceite. Micrografías representativas de las calizas packstone y

grainstone que constituyen la roca almacén del Cretácico Medio (Formación El Abra),

apreciándose la excelente porosidad inter- e intraparticular (móldica) por disolución, así como las

microfracturas que ligan los poros

Figura 30. Modelo conceptual de las rocas almacén y trampas del Cretácico Superior formadas

por la reactivación de las fallas del synrift. Registro de pozo evaluado con valores de corte:

Porosidad >3% y Volumen de arcilla<30%.

Figura 31. Mapa de ubicación geográfica de los sistemas petroleros de la Tampico-Misantla

Figura 32. Tabla de eventos de los sistemas petroleros asociados con las rocas generadoras del

Jurásico Superior

Figura 33. Gráfica de producción de la Provincia Petrolera de Tampico Misantla

Glosario

(Magoon y Beaumont 2000)

Provincia Petrolera, es un término geográfico, es un área donde ocurren cantidades comerciales

de petróleo

Cuenca, es algunas veces usado geográficamente para describir una provincia petrolera, tal como

la Cuenca de Willinston o la Cuenca de Paris. El Cinturón Plegado de los Zagros puede ser una

provincia estructural o una provincia petrolera, pero no una cuenca.

Cuenca Sedimentaria, es una depresión rellena de rocas sedimentarias

~ 48 ~

Sistema Petrolero, incluye el área en la cual se encuentra una roca madre activa, la red natural

distribución, y los descubrimientos de la ocurrencia de petróleo genéticamente relacionados.

Sistema Petrolero Conocido, correlación positiva aceite-roca madre o gas-roca madre (!)

Sistema Petrolero Hipotético, en ausencia de una correlación positiva petróleo-roca madre o

evidencia geoquímica (·)

Sistema Petrolero Especulativo, evidencia geológica o geofísica (?)

Tampico Misantla

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