Provincia Petrolera Veracruz

Pemex Exploracin y Produccin

Subdireccin de Exploracin

Versin 2.0, 2013

~ 1 ~

Director de Pemex Exploracin y Produccin

Carlos A. Morales Gil

Subdirector de Exploracin

J. Antonio Escalera Alcocer

Gerente de Estudios Regionales

Guillermo Mora Oropeza

Activo de Exploracin Tampico-Misantla-Golfo

Jos Guadalupe Galicia Barrios

Ignacio Pereznegrn Zarco

Activo Integral Veracruz

Miguel ngel Hernndez Garca

Equipo de Trabajo

Martn Martnez Medrano Emilio Vzquez Covarrubias Jaime Patio RuizJuan Rogelio Romn Ramos

Lourdes Clara Valds Ulises Hernndez Romano Fernando Navarro Baca

Contenido

1. Ubicacin .................................................................................................................. 5

2. Marco tectnico estructural ....................................................................................... 6

2.1 Geologa estructural ..................................................................................................... 6

2.2 Evolucin tectnica estructural .................................................................................... 7

3. Marco estratigrfico y ambientes de depsito.......................................................... 10

4. Sistemas Petroleros ................................................................................................. 18

4.1 Sistema Petrolero Cretcico Medio Cretcico Medio-Superior (!) .......................... 19

4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Cretcico Medio Cretcico Medio-Superior (!)....................................................................................................................................... 19

4.1.2 Procesos del Sistema Petrolero Cretcico Medio Cretcico Medio-Superior (!)....................................................................................................................................... 22

4.2 Sistema Petrolero Tithoniano Eoceno (!)................................................................. 23

4.2.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano Eoceno (!) .................................. 23

4.2.2 Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano Eoceno (!)..................................... 26

4.3 Sistema Petrolero Tithoniano- Negeno (!)................................................................ 26

4.3.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano- Negeno (!) ................................. 26

4.3.2 Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano- Negeno (!).................................... 28

4.4 Sistema Petrolero Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!).......................... 28

4.4.1 Elementos del Sistema Petrolero Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)....................................................................................................................................... 28

4.4.2 Procesos de sistema petrolero Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)

....................................................................................................................................... 30

4.5 Extensin geogrfica de los sistemas petroleros Cretcico Medio Cretcico Medio- Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano- Negeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!) .......................................................................................... 30

4.6 Extensin estratigrfica de los sistemas petroleros Cretcico Medio Cretcico Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano- Negeno (!) y Mioceno inferior- Mioceno superior-Plioceno (!) .......................................................................................... 31

4.7 Extensin temporal de los Sistema Petroleros Cretcico Medio Cretcico Medio- Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano- Negeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!) .......................................................................................... 32

5. Produccin y reservas 3P ........................................................................................ 33

6. Recursos prospectivos ............................................................................................. 34

7. Bibliografa .............................................................................................................. 35

Figuras ........................................................................................................................ 36

Glosario ...................................................................................................................... 38

Provincia Petrolera Veracruz

1. Ubicacin

La Provincia Petrolera Veracruz se ubica en el oriente de Mxico, quedando comprendida en su mayor parte en el estado de Veracruz y se extiende hacia la plataforma continental, cubre un rea aproximada de 38,000 Km. Limita al norte con la Provincia Geolgica Faja Volcnica Transmexicana, al sur - sureste con la Provincia Petrolera Sureste, al este-noreste con la Provincia Geolgica Cinturn Extensional Quetzalcatl y al occidente con la Provincia Petrolera Cinturn Plegado de la Sierra Madre Oriental (Fig. 1).

Figura 1. Mapa de ubicacin de la Provincia Petrolera Veracruz.

2. Marco tectnico estructural

2.1 Geologa estructural

El marco estructural de esta provincia est conformado por una porcin sepultada del Cinturn Plegado de la Sierra Madre Oriental conocido como Frente Tectnico Sepultado y la Cuenca Terciaria de Veracruz. (Fig. 2). Desde el punto de vista econmico-petrolero tienen importancia la Cuenca Terciaria de Veracruz y el Frente Tectnico Sepultado, que son aqu los sectores productores de gas y aceite y gas respectivamente.

Figura 2. Mapa y seccin mostrando el marco estructural de la Provincia Petrolera Veracruz.

El Frente Tectnico Sepultado (FTS) conformado predominantemente por rocas carbonatadas de la plataforma mesozoica de Crdoba, tiene produccin de aceite y gas. Su arquitectura es producto del evento orognico laramdico que culmin en el Eoceno medio. Como parte de un sistema compresivo el FTS est conformado por bloques de calizas cabalgantes sobre sedimentos terrgenos terciarios, formando anticlinales cuyo eje principal est orientado NW-SE con cierre en ambas direcciones y limitados por fallas inversas sub-paralelas a dicho eje, tienen vergencia al noreste donde la superficie de despegue es el Cretcico Inferior.

La Cuenca Terciaria de Veracruz (CTV) es una cuenca de antepas que fue rellenada por una secuencia siliciclstica alternante de lutitas, areniscas y conglomerados del Terciario, suprayaciendo a las rocas carbonatadas mesozoicas y conformando una columna sedimentaria meso-cenozoica de aproximadamente 12,000 m.

2.2 Evolucin tectnica estructural

La evolucin tectnica de la Provincia Petrolera Veracruz comenz su historia con la apertura Jursica del Golfo de Mxico, en donde actuaron fallas transformantes y de desplazamiento lateral, por medio de las cuales el Bloque de Yucatn se desplaz al sureste (Fig. 3). Durante el Cretcico Temprano, el rea permaneci como un margen pasivo, cuya subsidencia estuvo condicionada por el enfriamiento trmico de la corteza, desarrollndose hacia el occidente una plataforma carbonatada de Crdoba (Fig. 4).

El evento tectnico laramdico deform el occidente de la provincia a partir del Eoceno Medio y ocasion la formacin de taludes inestables al W de la cuenca, provocando una sedimentacin intermitente de clsticos de talud y pie de talud (flujo de escombros), formndose as una cuenca de antepas a lo largo del margen oriental del Cinturn Plegado.

500m

Figura 3. Mapa con la ubicacin de la Provincia Petrolera Veracruz en el contexto tectnico regional delGolfo durante el Jursico Tardo (Modificado de Pindell, 2002).

Cuenca de

PlataformaSan Marcos300 m

Arrecife

ArrecifeComanche300 mComanche300 m

Cuenca deMaverick

Levantamiento de Sabinas

Basinal and lime mudstoneBasinal and lime mudstoneMudstone de Cuenca

850-1000m850-1000m

2700m2300m2300m

700m700m200 m

Sabinas

Cuenca deSabinas2500m2500m

Rio Grandeo cuenca de

2700m

1200m2500m1300m1300m

Plataforma de Valles

Plataforma de Valles1600 m1600 m

Burgos300m

LLnneeaa DDoorraaddaa11550000mmFajade Oro

ShSheellff eeddggeeMrgen dePlataforma

900+900+

1200m 2500m

SalSal

Doctor1000 mDoctor1000 m

ActopanActopan

Plataforma de Crdoba

rreeaa ddee eeststuuddiiooCUENCAVERACRUZ

500m

700m700m

Caliza Arcillosa

LLiimmoolliittaass aanndd EEvvaappooririttaassLimolitas y EvaporitasBasamento expuestoPre-CretcicoHalita

CCuueennccaass ddee llsstt.. yy lluuttiittaassMudstone de Cuenca y

PrProoyyeeccttaadd ArrArreecciiffee pprroovveedd eeddggeessLutitas

RRuuddiissttaass oos 0 300Km0 250

Km

Figur5a004. Mapa paleogeogrfico del Cretcico Temprano-Medio mostrando el ambiente de margen pasivo(Prost et al., 2001).

~ 9 ~Al continuar los esfuerzos compresivos sobre la plataforma de Crdoba durante el Eoceno- Oligoceno, se desarroll un alineamiento de cabalgamientos, generando una mayor subsidencia de la cuenca por carga tectnica que dur hasta el Mioceno temprano. Para ese tiempo la sedimentacin continuaba con flujos de escombros sobre el talud y pie de talud, cuya principal fuente de aporte fueron las rocas carbonatadas cretcicas del Cinturn Plegado de la Sierra Madre Oriental. La inversin gradual de la cuenca inici durante el Mioceno temprano y alcanz su mayor desarrollo a finales del Mioceno medio. La inversin gradual de la cuenca inici durante el Mioceno temprano y alcanz su mayor desarrollo a finales del Mioceno medio, por un evento tectnico asociado al establecimiento de la subduccin de la Placa de Cocos en el sur-sureste, este evento es correlacionable con el evento tectnico Chiapaneco.

La inversin de la cuenca se refleja tambin por dos sistemas de fallas, el primero corresponde al sistema noroeste-sureste Vbora-Novillero, mientras que el segundo sistema se conforma por los Altos de los Tuxtlas y Anegada, los cuales posiblemente corresponden a la actual expresin de la Falla Transformante Occidental del Golfo (Prost et al., 2001).

Para el Mioceno tardo, cesa el levantamiento y la cuenca se colmata por medio de una secuencia siliciclstica progradante de plataforma (Fig. 5). Durante este tiempo ocurren cambios en la composicin mineralgica y fuentes de aporte de los sedimentos, cambiando de compuestos carbonatados (Palegeno) a mezclas carbonatado-siliciclsticas en el Mioceno temprano y finalmente a siliciclsticas con influencia volcnica del Mioceno medio al Plioceno.

Figura 5. Seccin transversal restaurada mostrando la dinmica terciaria de la Provincia PetroleraVeracruz.

3. Marco estratigrfico y ambientes de depsito

La columna estratigrfica de la Provincia Petrolera Veracruz est constituida por rocas mesozoicas predominantemente carbonatadas y terciarias siliciclsticas, cuyo espesor total mximo se calcula puede alcanzar 12,000 m. La presencia de las secuencias mesozoicas en el centro de la cuenca terciaria se infiere por medio de los estudios geolgicos realizados en la margen occidental, donde estas rocas afloran en la Sierra de Zongolica o han sido penetradas por pozos exploratorios en la Plataforma de Crdoba. La columna sedimentaria descansa sobre un basamento cristalino complejo del Paleozoico-Trisico constituido de granitos y granodioritas con edades de 323 M.a (Fig. 6). La primera secuencia sedimentaria est representada por lechos rojos, conglomerados y limolitas continentales del Jursico Medio correspondientes a la Formacin Todos Santos depositados sobre el basamento (Tarango-Ontiveros, 1985; Pemex-Chevron, 1993; Pemex-IMP-

~ 10 ~

Amoco, 1995; Rueda-Gaxiola, 2003), mientras que en algunas zonas (rea Mata Espino) se ha registrado la presencia de sal, cuya edad en otras cuencas se le relaciona al Calloviano (Gonzlez- Alvarado, 1980; Rico-Domnguez, 1980). Los primeros sedimentos marinos corresponden a calizas areno-arcillosas, en partes oolticas y calizas arcillosas dolomitizadas que se han correlacionado con las formaciones San Pedro y San Andrs del Kimmeridgiano, que alcanzan espesores de 100 a390 m. Estas rocas son sobreyacidas por calizas bituminosas de color gris oscuro a negro y calizas areno-arcillosas con potencial generador de la Formacin Tepexilotla del Tithoniano con espesor promedio de 200 metros (Viniegra, 1965; Gonzlez- Alvarado, 1980; Tarango-Ontiveros, 1985;Pemex-IMP-Amoco, 1995).

Era / Periodo

Edad

poca

Edad

Unidades estratigrficas y litologa

Eventos tectnicos y Tectono-secuenciasRoca generadoraPlayPlataforma de Crdoba Cuenca Terciaria de Veracruz

Tipo de trampaCUAT. PLEISTOCENO

Formacin de la FVTM Deformacin compresivaPrearcoPiacenziano

ConcepcinPLIOCENO

NEGENOMIOCENO

OLIGOCENO

C E N O Z O I C OPALEGENOEOCENO

Zancleano Messiniano TortonianoSerravallianoLanghiano Burdigaliano Aquitaniano ChattianoRupeliano

AntefosaPriabonianoBartonianoLutetiano

Incrementa aporte de material volcnico

Encanto

Depsito

La Laja

HorconesTantoyuca / Chapopote

III

PALEOCENO

SUPERIOR

Ypresiano Thanetiano Selandiano

Orogenia LaramideDaniano Maastrichtiano CampanianoSantoniano

Atoyac

Aragn / GuayabalChicontepec

MndezSan Felipe

Velasco

II,III

C R E T C I C OMEDIO

INFERIOR

M E S O Z O I C OJ U R S I C OSUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

ConiacianoTuronianoCenomaniano

Albiano

Margen PasivaAptiano Barremiano Hauteriviano

Apertura del Golfo de MxicoValanginiano Berriasiano Tithoniano Kimmeridgiano

Syn-riftOxfordiano Calloviano BathonianoBajociano Aaleniano Toarciano PliensbachianoSinamuriano

Todos Santos

Guzmantla de plataforma y pelgica

Maltrata

OrizabaOtates?

Cretcico Inferior

Xonamanca - Cretcico Inferior

Tepexilotla

San Pedro-San Andrs

Sal?

?

I,II

IIII

IIII

HetangianoFigura 6. Columna estratigrfica generalizada de la Provincia Petrolera Veracruz (Escalera y Hernndez,

TRISICOSUPERIOR MEDIO

INFERIOR

Rhaetiano Noriano CarnianoLadinianoAnisiano Olenekiano Induano

2010).

BasamentoPALEOZOICO

El Cretcico Inferior (Formacin Xonamanca) est constituido por calizas arenosas con influencia volcnica, calizas pelticas y calizas de plataforma dolomticas con intercalaciones de evaporitas en el rea de la Plataforma de Crdoba, mientras que hacia las zonas de cuenca al este y oeste se encuentran calizas pelgicas (Formacin Tamaulipas Inferior) en partes con influencia volcnica de dacitas y andesitas conformando litarenitas con espesores entre 300 y 400 m (Fig. 7).

Figura 7. Mapa Paleogeogrfico del Hauteriviano-Aptiano.

El Albiano-Cenomaniano (Formacin Orizaba) est formado por calizas de plataforma del tipo mudstone, wackestone, packstone y grainstone de mililidos intercalados con dolomas y anhidritas, cuyo espesor vara entre 1,000 y 2,000 m y que estratigrficamente correlacionan con las calizas pelgicas de estratificacin delgada y ndulos de pedernal (Formacin Tamaulipas Superior) al occidente en la Depresin de Chicahuaxtla (Fig.8).

El Turoniano (Formacin Maltrata) est conformado por mudstone y wackestone arcillosos laminados con foraminferos planctnicos depositados en condiciones anxicas y cuyos espesores varan entre 50 y 150 m, esta unidad litoestratigrfica representa una superficie de mxima inundacin, la cual ahoga la porcin oriental de la plataforma desarrollada durante el Albiano- Cenomaniano, (Fig. 9).

Figura 8. Mapa Paleogeogrfico del Albiano-Cenomaniano.

Figura 9. Mapa Paleogeogrfico del Turoniano.

El Coniaciano-Santoniano (Formacin Guzmantla) en el rea de la Plataforma de Crdoba, se define por grainstone-packstone de ooides depositados en bancos de arenas calcreas en la parte inferior, la parte superior est compuesta por wackestone y packstone de calcisferlidos cuya matriz est compuesta por cocolitofridos y foraminferos planctnicos depositados en las facies externas de una plataforma. La secuencia de plataforma muestra evidencias de karsticidad, tales como microcavidades y fracturas rellenas con limo vadoso las cuales tienen su mejor desarrollo hacia el borde de la plataforma, su espesor puede alcanzar 1,200 m.

El Campaniano (Formacin San Felipe) est parcialmente erosionado en el rea de la Plataforma de Crdoba, consiste de flujos de escombros depositados en el talud y pie de talud, formados por conglomerados y brechas cuyos clastos son de composicin calcrea, esta cambia en la parte superior a mudstone y wackestone-packstone de foraminferos planctnicos con aporte variable de arcilla con espesores entre 200 y 500 m. El ambiente de depsito corresponde a talud-cuenca (Fig.10).

Figura 10. Mapa Paleogeogrfico del Campaniano.

El Maastrichtiano est representado en la Plataforma de Crdoba por calizas bioclsticas (Formacin Atoyac) con espesores hasta de 1,200 m y los ambientes de cuenca corresponden a flujos turbidticos en los que se encuentran conglomerados, margas y lutitas (Formacin Mndez), con espesores de 200 m (Fig.11).

Figura 11. Mapa Paleogeogrfico del Maastrichtiano.

El Paleoceno es una secuencia tipo flysch donde predominan areniscas de grano fino a medio y lutitas calcreas, tambin se tienen conglomerados de composicin gnea y metamrfica (Formaciones Velasco y Chicontepec) con espesores hasta de 1,000 m el ambiente corresponde a facies profundas, las cuales se presentan principalmente en el occidente de la Cuenca Terciaria (De la Fuente-Navarro, 1959) (Fig.12).

Al oriente del Frente Tectnico el Eoceno inferior (Formacin Aragn) est compuesto por areniscas de grano medio a conglomertica, lutitas y algunos intervalos de conglomerados de caliza color crema y caf, cuyo espesor alcanza 600 m, su ambiente es de talud.

El Eoceno medio (Formacin Guayabal) est representado en su parte inferior por flujos de escombros que se intercalan con areniscas y conglomerados turbidticos depositados en abanicos de pie de talud y piso de cuenca. Hacia su cima se encuentran lutitas gris y gris verdoso bentontica y plstica ligeramente arenosa, alterna con pequeos horizontes delgados de arenisca calcrea de colores gris de grano fino a medio con trazas de bentonita verde. Se le considera un espesor promedio mayor a los 500 m y son de paleobatimetra batial.

Figura 12. Mapa Paleogeogrfico del Paleoceno.

El Eoceno superior (Formacin Tantoyuca) est formado por conglomerados de clastos de caliza crema y gris oscuro, pedernal caf, areniscas grises claro y margas grises que cambia lateralmente a lutita gris verdoso con intercalaciones de arenisca gris y gris oscuro de grano fino a medio cementado con material arcillo-calcreo (Formacin Chapopote) con espesores hasta de500-700 m estos sedimentos representan paleobatimetras batiales.

Hacia el occidente los sedimentos del Eoceno superior y Oligoceno cubren discordantemente los depsitos del Eoceno medio (Santoyo-Pineda, 1983; Baldit-Sandoval, 1985; Escalera-Alcocer,1989).

El Oligoceno inferior (Formacin Horcones) est constituido de lutita gris verdoso, bentontica, plstica y parcialmente arenosa, alternando con escasa arenisca de grano fino a medio, estas rocas son de paleobatimetra batial inferior y con un espesor de unos cuantos metros hasta los 1300 m.

Los sedimentos del Oligoceno superior se encuentran hacia el centro y oriente de la cuenca donde se depositaron lutitas y areniscas de grano medio a fino bajo condiciones de paleobatimetra batial, mientras que en la parte occidental los sedimentos de esta edad estn ausentes.

La columna del Mioceno-Plioceno de la Provincia Petrolera Veracruz ha sido subdividida en varias secuencias sedimentarias con base en la informacin ssmica tridimensional y de pozos (Jennette et al., 2003; Arregun-Lpez y Weimer, 2004a; Arregun-Lpez, 2005).

El Mioceno inferior se caracteriza por la presencia de caones labrados en el Frente Tectnico, los cuales fueron el conducto por donde fluy y se deposit una serie de sedimentos caractersticos de flujos de escombros en el talud y pie de talud, abanicos de pie de talud, complejos de canales y abanicos de piso de cuenca. En el Mioceno inferior slo existen dos campos productores a la fecha, que dentro del contexto de ambientes de depsito, se encuentran ubicados en los diquesde los caones (Fig. 13).

PLAY RNVE MIOCENO INFERIOR GAS SECO Secuencias LS_MI_16.38 LS_MM_ 11.70

Mapa de Facies

L E Y E N D A

F aci es d e d esb o r d e d i stalF aci es d e d esb o r d e med i oF aci es d e d esb o r d e p r o xi malF l u j o d e esco mb r o sZ o n a d o mi n ad a p o r ar ci l l as

C amp o s d el Pl ay

Er o si n M i o cen o I n fer i o rOp o r tu n i d adPo z o Exp l o r ato r i o

Figura 13. Distribucin de la secuencia 16.3, representativa del Mioceno inferior.

En el Mioceno medio con el establecimiento de la Provincia Geolgica Faja Volcnica Transmexicana al norte de la Provincia Petrolera Veracruz, caus el emplazamiento de intrusivos y vulcanismo que dio lugar a un fuerte aporte de sedimentos de origen volcnico del norte y noroeste. Las condiciones estructurales permitieron que hacia la parte norte y a lo largo del borde oriental de la Provincia Geolgica Cinturn Plegado de la Sierra Madre Oriental se desarrollaran amplios abanicos, los que se distribuyeron hacia la Provincia Petrolera Veracruz. Datos paleontolgicos y batimtricos sugieren que estas facies representan depsitos turbidticos de aguas profundas (talud inferior/piso de cuenca).

Las facies del Mioceno superior corresponden a complejos de canales, desbordes proximales y distales asociados a abanicos submarinos. Debido a la complejidad estructural de la cuenca, la formacin de los abanicos es diferente. En la porcin norte la ausencia de altos intracuenca permiti el desarrollo de amplios abanicos con fuente de aporte en el extremo noroeste y

distribucin hacia el sur y sureste, que en este caso llega a formar grandes lbulos en el depocentro principal de la cuenca. En la parte sur, el desarrollo de abanicos estuvo condicionado por los altos intracuenca (Tesechoacan, Rodrguez Clara), as como por la presencia de la Provincia Geolgica Complejo Volcnico los Tuxtlas, que al estar emplazado para este tiempo, limit el paso de sedimentos hacia el Golfo de Mxico. As, las facies son canalizadas y orientadas noroeste- sureste, con fuentes de aporte en el sureste y dispersin hacia el noroeste, alcanzando longitudes de hasta 150 km, para finalmente formar lbulos. Esta secuencia es una de las ms importantes, ya que en ella se encuentran alojados 7 de los principales campos productores de la Provincia Petrolera Veracruz.

El Plioceno inferior est constituido por una serie de areniscas formadas en complejos de canales, desbordes proximales y distales, asociados a abanicos submarinos. Estos abanicos estn caracterizados por facies de canal que se encuentran interestratificados en potentes espesores de arcillas. Hacia la parte sur, el espacio para la dispersin de sedimentos fue ms reducido debido a los remanentes de los altos estructurales y sobre toda la Provincia Geolgica Complejo Volcnico de los Tuxtlas, la que funcion como una barrera para el paso de sedimentos hacia el Golfo de Mxico, condicionando su dispersin hacia el noroeste. En esta secuencia se encuentran alojados3 campos de gas, localizados en la porcin centro- sureste de la cuenca.

4. Sistemas Petroleros

En la Provincia Petrolera Veracruz los estudios geoqumicos han permitido identificar rocas generadoras del Tithoniano, Cretcico Medio y Mioceno superior. La riqueza y calidad del kergeno posibilita clasificar las rocas jursicas y cretcicas como generadoras de aceite/gas termognico conformando sistemas petroleros conocidos (!), mientras que las lutitas del Mioceno superior se consideran generadoras de gas biognico (Vzquez, 2008).

El estudio comparativo de la composicin isotpico-molecular de los bitmenes extrados de las rocas generadoras mesozoicas con los biomarcadores e istopos de los aceites explotados en las calizas fracturadas cretcicas y las areniscas del Eoceno, as como el anlisis de los istopos de los gases presentes en las calizas cretcicas y areniscas negenas, ha permitido establecer e inferir la correlacin roca generadora-aceite, establecindose los siguientes cuatro sistemas petroleros:

Cretcico Medio -Cretcico Medio-Superior (!) relacionado con los campos productores de aceite y gas en la porcin norte del Frente Tectnico Sepultado.

Tithoniano-Eoceno (!) asociado con los campos de aceite y gas en el lmite de la Cuenca deVeracruz con el Frente Tectnico Sepultado conocido como Homoclinal Oeste.

TithonianoNegeno (!) ligado con los yacimientos de gas y pocas evidencias de condensados a lo largo y ancho de la Cuenca de Veracruz.

Mioceno superior-Mioceno superior-Plioceno (!) identificado con los yacimientos de gas seco biognico de la porcin central de la Cuenca Terciaria Veracruz conformada por el Anticlinal de Loma Bonita y Sinclinal de Tlacotalpan.

4.1 Sistema Petrolero Cretcico Medio Cretcico Medio-Superior (!) El sistema petrolero Cretcico Medio-Cretcico Medio-Superior (!) est relacionado con la presencia de yacimientos predominantemente de aceite en la porcin norte y margen oriental delFrente Tectnico Sepultado.

La existencia de rocas generadoras del Cretcico Medio ha sido definida por el anlisis geoqumico de rocas e hidrocarburos, la informacin estratigrfica y geoqumica de chapopoteras y aceites indican dos posibles intervalos generadores en la seccin Albiano-Cenomaniano.

4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Cretcico Medio CretcicoMedio-Superior (!)

Roca generadora:

Las rocas generadoras del Cretcico Medio consisten de alternancias estratificadas de anhidritas, dolomas y carpetas de algas, depositadas en condiciones restringidas de aguas someras. Las manifestaciones de aceite e impregnaciones de las muestras de canal y ncleos de los pozos perforados son consistentes con la generacin local de aceite. Facies generadoras similares son conocidas en las Provincias Geolgicas Tlaxiaco, Cinturn Plegado de Chiapas y Cuenca de Petn (Guatemala).

Otras litofacies generadoras de facies de rampa interna carbonatada de baja energa del Cretcico Medio consisten de calizas arcillosas interestratificadas con calizas tipo wackestone peletoidal de ambiente subacutico semirestringido.

Los valores de los parmetros geoqumicos de estas rocas registrados por pirlisis arrojaron valores considerados de excelente calidad, indicando la presencia de un kergeno tipo II precursor de aceite y gas (IH=34-842/448) maduro trmicamente (Tmax=413-467/448C) con un potencial generador bueno (COT=0.5-4.2/1.0%, S2=0.2-32.7/4.4mgHC/g/COT), lo que justifica la presencia desde aceites pesados hasta gas y condensado. Los estudios pticos por petrografa orgnica permitieron identificar partculas orgnicas amorfas algceas y herbceas (Fig. 14).

Estas rocas se consideran responsables de cargar entre otros, a las calizas almacenadoras de la Formacin Orizaba del Cretcico Medio y las brechas calcreas del Cretcico Superior en la Plataforma de Crdoba.

Basndose en los estudios geoqumicos de biomarcadores e istopos de aceites, extractos de roca y gases. Mediante los anlisis de cromatografa de gases y espectrometra de masas (GC-MS), se

determin la composicin molecular e isotpica de aceites ubicados en la porcin norte de la Plataforma de Crdoba, definiendo la familia de aceites Marino Carbonatada Evaportica. Las relaciones de Pristano/Fitano sugieren un ambiente deposicional anxico (Pr/FiC35, Esteranos C2727 nor H29 m/z 191C29 < C30C24Tet >>C26 Tri H30C34 > C33 TMTR23 TET24H31S H31RTR21 TR22 TR24 TR25A TR26A TR28B TR30B C29TS NOR30H H32S H32RTR25B TR26B TR28A TR29ATR29B TS TR30A DH30 M30 GAM H33SH33R H34SH34R H35S H35RHerbaceaAmorfa

Cret Inf-Med (Cosam)Cret Inf-Med (Pap)0 100 200 300 400 500

Indice de Oxigeno (IO)

Figura 14. Grfica mostrando los tipos de kergeno encontrados en rocas del Cretcico Medio al norte y sur de la Plataforma de Crdoba y la correlacin roca generadora-aceite por biomarcadores (terpanos) de bitmenes extrados del Cretcico.

Roca almacenadora:

La roca almacn del Cretcico Medio (Formacin Orizaba) est constituida por grainstones oolticos bien clasificados y packstones de esqueletos dolomitizados y fracturados con porosidad primaria intercristalina y secundaria por disolucin y fracturamiento. Los valores de porosidad varan entre 4 y 16%, mientras que en el Cretcico Superior se encuentran rocas almacenadoras representadas por brechas carbonatadas multiapiladas e interestratificadas con margas, calizas arcillosas compactas y lutitas con una distribucin local y discontinua. Los valores de porosidad varan entre 4 y 14%, coexistiendo la porosidad primaria intergranular y la secundaria por fracturamiento. (Fig. 15).

Roca Sello:

Rocas calcreas arcillosas del Cenomaniano-Turoniano (Fm. Maltrata) con espesores variables entre 50 y 100 metros. Para el Cretcico Superior son margas, calizas arcillosas y lutitas interestratificadas con las brechas de talud.

Figura 15. En el lado izquierdo, la micrografa muestra un packstone de mililidos y fragmentos de esqueletos dolomitizados del Cretcico Medio Orizaba con porosidad intercristalina y microfracturas impregnadas de aceite, mientras del lado derecho se muestran fotografas de un ncleo y una micrografa de las brechas calcreas del Cretcico Superior, mostrando porosidades intracristalinas y vugulares con presencia de aceite.

Trampa:

El evento compresivo laramdico afect al rea occidental de la Provincia Petrolera Veracruz desde el Eoceno medio con la formacin de la Provincia Geolgica del Cinturn Plegado de la Sierra Madre Oriental y respectiva cuenca de antepas. Este plegamiento se relaciona con las cabalgaduras que se propagaron hacia el oriente a partir de despegues sobre rocas arcillosas jursicas y cretcicas. Durante el Eoceno los bloques imbricados formaron trampas estructurales, anticlinales con cierre en 4 direcciones y contra falla en el frente tectnico del cinturn plegado y posteriormente sepultado (Fig. 16).

km0

1

2

3

4

Figura 16. Seccin transversal mostrando los anticlinales imbricados (trampas estructurales) resultantes de la cabalgadura de las calizas cretcicas de la Plataforma de Crdoba hacia el oriente y que conforman el Frente Tectnico Sepultado.

4.1.2 Procesos del Sistema Petrolero Cretcico Medio CretcicoMedio-Superior (!)

En la porcin occidental de la plataforma de Crdoba la gruesa seccin carbonatada del Cretcico Medio, Superior y Terciario caus que las rocas generadoras del Cretcico Medio alcanzaran su madurez temprana a principios del Eoceno medio, este sector de la cuenca fue alcanzado por el evento compresivo laramdico, formndose los bloques autctonos y alctonos. En el bloque alctono los procesos de generacin se interrumpieron como resultado de su levantamiento y erosin parcial hasta el Mioceno cuando de nuevo se reinici su sepultamiento por los sedimentos negenos; sin embargo, este bloque nunca alcanz la zona principal de generacin de aceite, pudiendo las rocas ricas en materia orgnica haber generado solamente aceite pesado, por otro lado los aceites remanentes de este bloque estn afectados por biodegradacin afectando la calidad de los aceites.

En lo que se refiere a las rocas generadoras contenidas en el bloque autctono como resultado de su sepultamiento por el bloque cabalgante, alcanzaron inmediatamente la ventana de generacin de aceite donde permanecieron hasta inicios del Mioceno, como resultado del basculamiento hacia el oriente y reinicio de la subsidencia, las rocas generadoras fueron sepultadas hasta la zona principal de generacin de aceite.

4.2 Sistema Petrolero Tithoniano Eoceno (!)

4.2.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano Eoceno (!)

Roca generadora:

Las rocas generadoras jursicas estn representadas por lutitas negras carbonosas alternantes con calizas arcillo-arenosas y lutitas arenosas depositadas en un ambiente que va desde plataforma, rampa externa hasta cuenca. Las litofacies tpicas de este ambiente son escasas en el rea, pero representan una transgresin marina caracterizada por secuencias siliciclsticas con aporte continental que cambian transicionalmente a depsitos carbonatados con alternancia de lutitas y hacia la porcin sur se tiene un dominio de cuenca representado por calizas arcillosas. Al Occidente se tienen los afloramientos de la Sierra de Zongolica, con la Formacin Tepexilotla compuesta por calizas arcillosas, lutitas carbonosas y limolitas. Su espesor promedio son aproximadamente 200 m. Las rocas analizadas del Jursico Superior muestran valores de Carbono Orgnico Total entre 0.5 y 3.4% (COTprom=1.3%), Hidrocarburos potenciales entre 0.48 y 9.32 mgHC/gCOT (S2prom=3.1), un Indice de Hidrgeno entre 50 y 648 (IHprom=263), lo cual permite clasificar su riqueza orgnica y potencial generador como regular y su kergeno trmicamente maduro precursor de aceite y gas (Fig. 17).

Los puntos de control por pozos para esta roca generadora son pocos; sin embargo la informacin ssmica indica su probable continuidad hacia el oriente, en la porcin central de la cuenca terciaria, donde es tambin probable est compuesta por facies marino-anxicas carbonatico-arcillosas anlogas a las conocidas en las Cuencas de Sureste y Tampico-Misantla, como lo muestran los biomarcadores de aceites y que han permitido considerar a estas rocas como las generadoras de hidrocarburos ms importantes en las megacuenca del Golfo de Mxico. Esta presuncin se corrobora con la afinidad que se encontr entre los biomarcadores de los aceites determinados en las manifestaciones superficiales registradas hacia la porcin sur del rea, donde se defini una familia Marina Carbonatada Siliciclstica de afinidad Tithoniano, as como por las relaciones isotpicas del Carbono 13 ( 13C = -27 0/00) en los saturados y aromticos de los extractos de roca del Jursico Superior, as como por las relaciones de biomarcadores (terpanos y esteranos) en los aceites (Fig. 18) y en la chapopotera de la Sierra de Tlacuilotecatl (Vzquez, 2007)

TERCIARIO

CRETCICOSUPERIOR

CRETCICOMEDIO

JURSICOSUPERIOR

Figura 17. Registro geoqumico de la Cuenca de Veracruz.

Figura 18. Correlacin de los biomarcadores de un aceite almacenado en areniscas del Eoceno con uno de la Cuenca del Sureste de afinidad Tithoniano.

~ 24 ~

Roca almacenadora:

La roca almacn est representada por conglomerados, areniscas dolomitizadas y fracturadas del Eoceno Medio correspondientes a facies de relleno de canal, desbordes proximales y distales depositadas como lbulos en abanicos de pie de talud. Su porosidad promedio alcanza 12%.

Roca sello:

Las rocas sello estn conformados por lutitas siliciclsticas intraformacionales del Eoceno Medio y del Mioceno.

Trampa:

Las trampas son de tipo estructural y combinada con su componente estratigrfica representada por cambios de las facies de abanicos de pie de talud en facies de canales-diques y su componente estructural formada por anticlinales afallados. Posterior al plegamiento y cabalgamiento laramdico, el Frente Tectnico fue afectado por distensin, erosin y sepultamiento durante el Oligoceno-Mioceno temprano, quedando la trampa formada nuevamente despus del evento Chiapaneco del Mioceno medio que levanto el flanco occidental yla dinmica de la sedimentacin, formando caones, (Fig. 19).

MIOCENO MEDIO

MiocenoMedio

RocaSello

MIOCENO INFERIOR

RocaSello

EOCENO MEDIO

RocaSello

Figura 19. Seccin ssmica con registros de pozos mostrando morfologa de la trampa del Eoceno medio en el Frente Tectnico Sepultado; y registro de pozos con caractersticas de sellos intraformacionales Negenos.

4.2.2 Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano Eoceno (!)

En el lmite de la cuenca terciaria con el Frente Tectnico Sepultado, las rocas generadoras del Jursico Superior entraron durante el Cretcico Tardo a la ventana de generacin, alcanzando durante el Oligoceno la zona principal de generacin, donde permanecieron hasta el Mioceno medio (15 Ma), cuando alcanzaron la ventana de generacin tarda y a inicios del Plioceno, la ventana de generacin de gas hmedo. Los aceites de este sistema muestran una mezcla de aceites normales con biodegradados, indicando un mnimo de dos pulsos de migracin, uno Palegeno con problemas de preservacin por erosin, infiltracin de aguas, y otro pulso Negeno de remigracin de aceites biodegradados y expulsin-migracin de nuevos aceites.

4.3 Sistema Petrolero Tithoniano- Negeno (!)

4.3.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano- Negeno (!)

Rocas generadoras:

Las rocas generadoras del Jursico Superior son similares a las descritas previamente.

Rocas almacenadoras:

Los reservorios estn constituidos por areniscas de grano fino a medio, mal clasificado en matriz arcillo-calcrea con espesores alrededor de 10 m., porosidades promedio de 20 a 30% ypermeabilidades de 0.4 a 560mD (Fig. 20).

Mioceno Inferior Mioceno Medio Mioceno Superior

Figura 20. Micrografas de las areniscas lticas del Mioceno mostrando el incremento de clastos volcnicos hacia el Mioceno medio y superior, lo cual influye en la calidad de la roca almacn.

Rocas sello:

Las rocas sello estn formadas por paquetes arcillosos siliciclsticas intraformacionales de varias decenas de metros depositados como facies distales de abanicos de talud (Fig. 21).

RG ILD

1000FACIES DE DESBORDEDISTALPredom inantemente lutitas

1200

N1

1400

Abanico de TaludFACIES DE DESBORDE PROXIMAL

1600

Roca SelloINTERVALO PRODUCTOR DE GAS

Figura 21. Registro de pozo mostrando la relacin estratigrfica de las rocas sello con los yacimientos de gas del Negeno en la Cuenca Terciaria de Veracruz.

Trampa:

Las trampas son de tipo combinado con su componente estratigrfica representada por cambios de facies de abanicos de talud a facies arcillosas distales y su componente estructural formada por anticlinales de bajo relieve estructural asimtricos y alargados cuyos eje principal con direccin noroeste-sureste y flancos suaves. Su cierre se forma por acuamiento litolgico y algunas veces contrafalla (Fig. 22).

Figura 22. Seccin ssmica y extracciones de amplitud representando las trampas combinadas y estratigrficas del Negeno de la Cuenca de Veracruz.

4.3.2 Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano- Negeno (!)

En la porcin central de la cuenca terciaria las rocas generadoras del Jursico Superior durante su sepultamiento cruzaron las ventanas de generacin de aceite y gas. A inicios de Eoceno (49 Ma) entraron a la ventana de generacin alcanzando el pico en el Mioceno temprano y la ventana de generacin de gas hmedo en el Mioceno tardo y finalmente, la zona de generacin del gas seco en el Plioceno.

4.4 Sistema Petrolero Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)

4.4.1 Elementos del Sistema Petrolero Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)

Roca generadora:

Las fuentes generadoras del Mioceno estn constituidas por gruesos paquetes de lutitas siliciclsticas con un buen contenido de material orgnico (COTprom=1.0%), y potencial generador (S2prom=2.3 mgHC/gCOT) de un kergeno predominantemente inmaduro (Tmax=435C) tipo II/III (lHprom=230) precursor de gas.

Rocas almacenadoras:

Las rocas almacenadoras son anlogas a las descritas para el sistema petrolero Tithoniano- Negeno (!) representadas por areniscas de grano medio-grueso constituidas por cuarzo y feldespatos moderadamente clasificados y subangulosos (litarenitas -arenitas sublticas) con porosidad primaria intergranular promedios de 25% y permeabilidad de 425 mD (Fig. 23).

Rocas sello:

Los sellos son del mismo tipo a los descritos previamente como paquetes arcillosos intraformacionales de varias decenas de metros asociados a facies de piso de cuenca (Fig. 23).

C-1

Figura 23. Registro de pozo mostrando las caractersticas petrofsicas y fotografa de ncleo de las areniscas (almacenadoras) y lutitas (sellos) negenos.

Trampa:

Combinada con fuerte componente estructural con orientacin NW-SE. Su componente estratigrfica se considera como un abanico de piso de cuenca en facies de canales y desbordes (Fig. 24).

Figura 24. Lnea ssmica mostrando el comportamiento de los estratos de crecimiento como trampas combinadas por acuamiento contra flanco de anticlinal.

4.4.2 Procesos de sistema petrolero Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)El sistema petrolero Mi-Ms-Pli (!) se caracteriza por la presencia de gas biognico almacenado en las rocas del Mioceno y Plioceno. La generacin de gas biognico requiere del depsito de un paquete sedimentario con presencia de bacterias metanognicas, las cuales coexisten en un ambiente anxico y sulfato-deficiente, temperaturas menores a 75C, profundidades de sepultamiento menores de 1000 m, presencia de materia orgnica dispersa con COT mnimo de0.5% y altas tasas de sedimentacin. El gas biognico tiende a acumularse muy cerca de la seccinque lo genera, por lo que se infiere que fue generado en el intervalo del Mioceno superior- Plioceno. Durante este tiempo las altas tasas de sedimentacin favorecieron el depsito de arcillas marinas de aguas profundas en la antefosa principal de la cuenca terciaria donde se presentaron condiciones favorables para la acumulacin de materia orgnica marina.

4.5 Extensin geogrfica de los sistemas petroleros Cretcico Medio Cretcico Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano- Negeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)La extensin geogrfica de los Sistemas Petroleros descritos cubre el rea de influencia de las rocas generadoras del Jursico Superior Tithoniano (Tepexilotla), Cretcico Medio (Orizaba) y Negeno donde se conoce que las rocas almacenadoras del Cretcico y Terciario han almacenado los hidrocarburos expulsados por estas rocas generadoras. En esta extensin geogrfica se sabe que los procesos y los elementos esenciales de estos Sistemas Petroleros han sido efectivos y han resultado en la presencia de acumulaciones de hidrocarburos. As tenemos los campos cretcicos de aceite y gas del Frente Tectnico Sepultado relacionados con el sistema petrolero KM-KM-KS (!), ocupando un rea aproximada de 6000 km2. Al oriente de stos tenemos los campos de aceite relacionados con el sistema petrolero JS-Pe (!) ubicados en el lmite de la cuenca terciaria con Homoclinal del Oeste ligados con un rea de influencia de aproximadamente 1500 km. Despus tenemos los campos con presencia de gas seco termognico asociados con las rocas generadoras del Jursico con un rea de influencia de aproximadamente 30000 km, mientras que la zona de influencia del gas biognico asociado con las rocas del Mioceno-Plioceno abarca la porcin central de la cuenca, abarcando el anticlinal de Loma Bonita y el sinclinal de Tlacotalpan en un rea de3000 km2 (Fig. 25).

~ 31 ~-97

21

20

19

18

17

-96 -95 -94 -93 -92

21

20

19

18

17

-97

-96 -95 -94 -93 -92

Figura 25. Mapa mostrando la extensin geogrfica de los sistemas petroleros de la Cuenca de Veracruz.

4.6 Extensin estratigrfica de los sistemas petroleros Cretcico Medio Cretcico Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano- Negeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior- Plioceno (!)Los elementos de estos Sistemas Petroleros se encuentran bien delimitados en la columna geolgica. Los espesores y evolucin de las rocas sepultantes regulan la generacin y migracin de los hidrocarburos. De tal manera tenemos que las rocas generadoras del Jursico Superior estn soportando la carga litoesttica de las sedimentos cretcicos, terciarios y recientes con espesores que rebasan los diez kilmetros en el centro de la cuenca. En el Frente Tectnico Sepultado es posible que las rocas generadoras del Cretcico Medio estn siendo sepultadas por varios bloques alctonos de rocas cretcicas y terciarias, que las llevan a profundidades mayores a siete kilmetros. Al mismo tiempo las rocas palegenas estn siendo sepultadas por sedimentos del Negeno con espesores hasta de siete kilmetros en la porcin central de la cuenca por lo que alcanzan dichas rocas la ventana de generacin de gas. Las rocas generadoras del Mioceno inferior son cubiertas por depsitos del Mioceno superior y Plio-Pleistoceno con espesores mximos de cinco kilmetros que las ponen en la zona de generacin de gas, adems se considera que estas rocas generaron gas por actividad bacterial durante su sepultamiento antes de alcanzar unos dos kilmetros de profundidad (Fig. 26).

SIST EMAPET ROLERO Jursico Eoceno (!) Campo PSISTEMA PETROLERO Cretcico Medio - Cretcico Medio/Superior(!)

SIST EMA PET ROLERO Cretcico Medio(!)SISTEMA PETROLERO Jursico Superior - Eoceno(!)

SIST EMA PET ROLERO Mioceno Superior Plioceno(!)SISTEMA PETROLERO Mioceno Inferior -Mioceno Superior/Plioceno Inferior (!)

SIST EMA PET ROLEROJursico/Palegeno Mioceno (.) BSISTEMA PETROLEROLoc. M-1A

Jursico Superior/Palegeno - Negeno(!)

Reservorio PgReservorio Km 22-24API

100 C

Ventana de aceite

150 CVentana de gas

Roca Generadora Cretcico Medio

Roca Generadora Jursico Superior

200 C

250 C

Migracin de hidrocarburos

Figura 26. Seccin transversal mostrando las ventanas de generacin de hidrocarburos y la extensin estratigrfica de los sistemas petroleros de la Cuenca de Veracruz.

4.7 Extensin temporal de los Sistema Petroleros Cretcico Medio Cretcico Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano- Negeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)La tabla de elementos y procesos del sistema petrolero muestra secuencialmente como se fueron sucediendo los eventos geolgicos que coadyuvan temporal y espacialmente para formar acumulaciones de hidrocarburos. De esta manera, en la Cuenca de Veracruz estn presentes tres rocas generadoras formadas durante el Jursico Tardo, el Cretcico Medio, y Mioceno temprano. Las rocas almacenadoras y los sellos se formaron contemporneamente durante el Cretcico Medio y Tardo, Eoceno y Mioceno temprano, as como tambin posteriormente durante el Mioceno medio-Plioceno. La componente estratigrfica de las trampas fue contempornea con la sedimentacin-compactacin de los sellos, mientras que la componente estructural de la porcin occidental est influenciada por los eventos compresivos laramdico del Eoceno, Chiapaneco del Mioceno medio y en menor proporcin fenmenos de transtensin-transpresin del Plio- Pleistoceno. La generacin de hidrocarburos inici para las rocas Jursicas a finales del Cretcico y

M i o c e n opara las rocas del Cretcico Medio a finales en el Eoceno medio, en la porcin occidental de la cuenca el evento laramdico suspendi la generacin de hidrocarburos en los bloques superiores alctonos, pero continu con mayor fuerza en los bloques autctonos establecindose un momento crtico para la preservacin de los hidrocarburos acumulados en esta rea. Hacia el centro de la cuenca las rocas jursicas continuaron generando y expulsando hidrocarburos hasta el Reciente, incorporndose como cogeneradoras las rocas terciarias a partir del Mioceno temprano, registrando durante el Mioceno medio otro momento crtico para la preservacin de los hidrocarburos esta vez relacionado con el evento Chiapaneco. Cabe destacar que en la porcin central de la cuenca actualmente las rocas generadoras mesozoicas y terciarias se encuentran en la ventana de generacin de gas, habiendo alcanzado su mximo nivel de madurez trmica, quemigraron y conformaron yacimientos de hidrocarburos gaseosos (Fig. 27).

154 150.7

112.2

93.5

65.0

54.8

33.7

28.5

23.8

16.4

5.32 0Oxf Kimer TithoMedio Tardo Temprano

Medio Tardo

PALEOC EOCENO OLIGOC Temprano Medio TardJ U R S I C O

C R E T C I C O P A L E O G E N O

N E G E N O

Q Elementos & EventosROCA GENERADORA ROCA ALMACEN ROCA SELLOFORMACION TRAMPA

ROCA DE SOBRECARGA

BLOQUE ALCTONO FRENTE TECTONICO SEPULTADO

CUENCA

GENERACIN /EXPULSIN HC MOMENTO CRTICO

Figura 27. Tabla de elementos y eventos de los sistemas petroleros de la Cuenca de Vercaruz.

5. Produccin y reservas 3P

En 1948 Petrleos Mexicanos inicia actividades en la provincia y en 1953 el pozo Angostura-2 resulta productor de aceite en calizas del Cretcico Superior y en 1956 el pozo Mirador-1 resulta productor de gas de areniscas del Terciario (Benavides-G., 1959; Toriz-Gama, 1999). De 1955 a1980 se descubren la mayora de los campos de aceite y gas asociado en calizas cretcicas plegadas del frente tectnico sepultado, incluyendo los campos Cpite, Mata Pionche y Mecayucan, as como algunos campos de gas en rocas siliciclsticas terciarias como Cocuite. De1981 a 1995, la actividad exploratoria en la Provincia de Veracruz se enfoca a la bsqueda en grandes estructuras de yacimientos de aceite en el bloque autctono y no se realiza ningn descubrimiento, si bien la produccin de gas se logr mantener por arriba de los 100 millones de pies cbicos diarios gracias al aporte de gas hmedo de los yacimientos del Cretcico. A partir de1997 se reinicia la actividad exploratoria apoyada con ssmica tridimensional, lo que permite visualizar los modelos sedimentarios postulados de abanicos submarinos y mapearlos mediante la utilizacin de atributos ssmicos. Combinado con el desarrollo de nuevos conceptos y modelos de yacimiento y la aplicacin de nuevas tecnologas en la perforacin y terminacin de pozos, de1999 a 2004 se descubren, entre otros, los campos Playuela, Lizamba, Vistoso, Aprtura, Arquimia

y Papn (Vzquez y Valdivieso, 2004; Valdivieso y Martnez, 2006). Esto permiti alcanzar en 2008 el mximo histrico de la provincia de 1012 millones de pies cbicos diarios (Fig. 28). La produccin acumulada total de la provincia es de 0.7 MMMbpce (3 billones de pies cbicos de gas). Las reservas 3P son de 0.3 MMMbpce (1 billn de pies cbicos de gas), al 1 de enero de2013.

MMpcd1000

800

600

400

200

01968 1973 1978 1983 1988 1993 1998 2003

Figura 28. Grfica de produccin de la Provincia Petrolera de Veracruz.

6. Recursos prospectivos

Los recursos prospectivos son volmenes de hidrocarburos no descubiertos que se esperan recuperar asociados a una estrategia exploratoria.

El mtodo de evaluacin de los recursos prospectivos de las Provincias Petroleras, agrupa mediante una simulacin Montecarlo, las evaluaciones de los plays en cada Provincia y a su vez, la evaluacin de cada play agrupa las evaluaciones de los objetivos de las oportunidades que le pertenecen, influenciadas por las probabilidades de xito locales y del play. El mayor reto consiste en agrupar oportunidades exploratorias en conjuntos geolgicamente congruentes, que compartan los elementos de riesgo y plasmar estos conjuntos en mapas con sentido geolgico. Durante este proceso se consideran tanto las oportunidades que ya han sido detectadas y que tienen registradas sus caractersticas en la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias, como las oportunidades adicionales an no detectadas, pero que se estiman en funcin de la madurez de los plays.

Los datos geolgicos y geofsicos que sustentan la evaluacin provienen de los estudios de plays y sistemas petroleros realizados en los Activos de Exploracin, modelos geolgicos del play, modelados geoqumicos, informacin de pozos, informacin ssmica, etc. Se analizan y modelan en forma de distribuciones, considerando para reportar principalmente la Media, P90, P50 y P10.

La informacin histrica de cada play y por lo tanto, de cada Provincia Petrolera, comprende volmenes y tipo de hidrocarburos de cada yacimiento descubierto y sus caractersticas geolgicas y de ingeniera, lo cual se utiliza para calibrar los resultados de las evaluaciones para los plays probados; para plays hipotticos la calibracin se realiza con base en anlogos geolgicos maduros.

Los recursos prospectivos en la Cuenca de Veracruz al 2013, tienen una Media de 1.6MMMbpce.

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Figuras

Figura 1. Mapa de ubicacin de la Provincia Petrolera Veracruz.

Figura 2. Mapa y seccin mostrando el marco estructural de la Provincia Petrolera Veracruz.

Figura 3. Mapa con la ubicacin de la Provincia Petrolera Veracruz en el contexto tectnico regional del Golfo durante el Jursico Tardo (Modificado de Pindell, 2002).

Figura 4. Mapa paleogeogrfico del Cretcico Temprano-Medio mostrando el ambiente de margen pasivo (Prost et al., 2001).

Figura 5. Seccin transversal restaurada mostrando la dinmica terciaria de la ProvinciaPetrolera Veracruz.

Figura 6. Columna estratigrfica generalizada de la Provincia Petrolera Veracruz (Escalera yHernndez, 2010).

Figura 7. Mapa Paleogeogrfico del Hauteriviano-Aptiano. Figura 8. Mapa Paleogeogrfico del Albiano-Cenomaniano. Figura 9. Mapa Paleogeogrfico del Turoniano.Figura 10. Mapa Paleogeogrfico del Campaniano. Figura 11. Mapa Paleogeogrfico del Maastrichtiano. Figura 12. Mapa Paleogeogrfico del Paleoceno.Figura 13. Distribucin de la secuencia 16.3, representativa del Mioceno inferior.

Figura 14. Grfica mostrando los tipos de kergeno encontrados en rocas del Cretcico Medio al norte y sur de la Plataforma de Crdoba y la correlacin roca generadora-aceite por biomarcadores (terpanos) de bitmenes extrados del Cretcico.

Figura 15. En el lado izquierdo, la micrografa muestra un packstone de mililidos y fragmentos de esqueletos dolomitizados del Cretcico Medio Orizaba con porosidad intercristalina y microfracturas impregnadas de aceite, mientras del lado derecho se muestran fotografas de un ncleo y una micrografa de las brechas calcreas del Cretcico Superior, mostrando porosidades intracristalinas y vugulares con presencia de aceite.

Figura 16. Seccin transversal mostrando los anticlinales imbricados (trampas estructurales) resultantes de la cabalgadura de las calizas cretcicas de la Plataforma de Crdoba hacia el oriente y que conforman el Frente Tectnico Sepultado.

Figura 17. Registro geoqumico de la Cuenca de Veracruz.

Figura 18. Correlacin de los biomarcadores de un aceite almacenado en areniscas del Eoceno con uno de la Cuenca del Sureste de afinidad Tithoniano.

Figura 19. Seccin ssmica con registros de pozos mostrando morfologa de la trampa del Eoceno medio en el Frente Tectnico Sepultado; y registro de pozos con caractersticas de sellos intraformacionales Negenos.

Figura 20. Micrografas de las areniscas lticas del Mioceno mostrando el incremento de clastos volcnicos hacia el Mioceno medio y superior, lo cual influye en la calidad de la roca almacn.

Figura 21. Registro de pozo mostrando la relacin estratigrfica de las rocas sello con los yacimientos de gas del Negeno en la Cuenca Terciaria de Veracruz.

Figura 22. Seccin ssmica y extracciones de amplitud representando las trampas combinadas y estratigrficas del Negeno de la Cuenca de Veracruz.

Figura 23. Registro de pozo mostrando las caractersticas petrofsicas y fotografa de ncleo de las areniscas (almacenadoras) y lutitas (sellos) negenas.

Figura 24. Lnea ssmica mostrando el comportamiento de los estratos de crecimiento como trampas combinadas por acuamiento contra flanco de anticlinal.

Figura 25. Mapa mostrando la extensin geogrfica de los sistemas petroleros de la Cuenca deVeracruz.

Figura 26. Seccin transversal mostrando las ventanas de generacin de hidrocarburos y la extensin estratigrfica de los sistemas petroleros de la Cuenca de Veracruz.

Figura 27. Tabla de elementos y eventos de los sistemas petroleros de la Cuenca de Vercaruz.

Figura 28. Grfica de produccin de la Provincia Petrolera de Veracruz.

Glosario

Provincia Petrolera, es un rea donde ocurren cantidades comerciales de petrleo o en la que se han identificado condiciones favorables para la acumulacin de hidrocarburos (Potencial Medio- Bajo).

Cuenca, es algunas veces usado geogrficamente para describir una provincia petrolera, tal como la Cuenca de Willinston o la Cuenca de Paris. El Cinturn Plegado de los Zagros puede ser una provincia estructural o una provincia petrolera, pero no una cuenca.

Cuenca Sedimentaria, es una depresin rellena de rocas sedimentarias

Sistema Petrolero, incluye el rea en la cual se encuentra una roca madre activa, la red natural distribucin, y los descubrimientos de la ocurrencia de petrleo genticamente relacionados.

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

Sistema Petrolero Hipottico, en ausencia de una correlacin positiva petrleo-roca madre o evidencia geoqumica (.)

Sistema Petrolero Especulativo, evidencia geolgica o geofsica (?)