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XI CONGRESO LATINOAMERICANO DE GEOQUÍMICA ORGÁNICA 2-6 de Noviembre de 2008 Isla de Margarita, Venezuela

1988198819881988----2008200820082008 20 AÑOS DE ALAGO20 AÑOS DE ALAGO20 AÑOS DE ALAGO20 AÑOS DE ALAGO

Modelado Numérico de la Generación, Migración y Acumulación de Hidrocarburos del Bloque Pirineo, Cuenca de Sabinas, NE de México: implicación de la

reconstrucción PTX de las inclusiones fluidas

Camacho-Ortegón L. F.1-2, Piedad-Sánchez N.2, Martínez L.1, Pironon J.1

1 UMR G2R/7566, Géologie et Gestion des Ressources Minérales et Energétiques, Faculté des Sciences, Université Henri

Poincaré, Nancy 1, BP-239, Boulevard des Aguillettes, 54506 Vandoeuvre Lès Nancy Cedex, France. [email protected], [email protected]

2 ESI-UADEC, Recursos Minerales y Energéticos, Escuela Superior de Ingeniería, Universidad Autónoma de Coahuila, Blv.

Adolfo López Mateos S/N, 26800 Nva. Rosita, Coahuila, México.

RESUMEN La Cuenca de Sabinas (CS), es una provincia importante en la producción de gas metano (CH4) a nivel industrial en el Noreste de México, donde no se conocen completamente los eventos que dieron origen a la producción, evolución, migración y acumulación (PMA) de este hidrocarburo. En este contexto, y con la ayuda de un modelado geoquímico (MG) en 1D y 2D, nos enfocamos a evaluar en el bloque Pirineo (BP), específicamente en el área Minero-Florida, las formaciones consideradas como las rocas madres (RM) mas importantes, con el fin de comprender dichos eventos de migración y acumulación de hidrocarburos (HC). El objetivo de este trabajo es de explorar nuevas acumulaciones de HC, y para ello se integró: 1). Un modelo termodinámico (AIT modeling) Presión - Temperatura - Composición (PTX) de las inclusiones fluidas (IF) acuosas; 2). Datos litológicos de 9 pozos; 3). Estudios petrográficos y geoquímicos; 4). 6 Líneas sísmicas (Ls) en 2D; 5). Temperatura de fondo de pozos (Tfp); y 6). Modelado geométrico 3D (Mgt). La síntesis de estos resultados contribuyó a construir un MG en 1D y 2D (Petromod®) y un Mgt 3D (gOcad®), permitiéndonos comprender con mas precisión los mecanismos de la historia sedimentaria y tectónica en el BP. En este contexto la reconstrucción PTX de las IF, fue indispensable para inferir la migración de HC, utilizándola como testigo de la circulación de fluidos y del almacenamiento de estos. En consecuencia el MG nos indica que el principio de la ventana del aceite inició hace 112 ma para la Formación La Casita (LC) y 85 ma para la Formación La Peña (LP). Durante este tiempo el aceite migró y se acumuló en los reservorios, que posteriormente se fracturaron durante la Orogenia Laramide (OL) (39 ma - 45 ma), teniendo una dismigración del HC hacia la superficie. Durante esta OL, la CS se erosionó de 1 a 7 km (Eguiluz de Antuñano, 2001, Ewing, 2003. Camacho-Ortegón et al., 2008), lo que ocasionó la pérdida de los reservorios, solo quedando rastro de la migración de aceite en las IF atrapadas en cristales de fluorita en las zonas Noreste y Suroeste de la CS, con lo cual se puede asumir que existió una producción de aceite en armonía con la circulación de fluidos en esta cuenca. Un estudio Mgt 3D nos permitió de acuerdo con la reconstitución de esta historia una mejor exploración del BP. Palabras clave: Noreste de México, Cuenca de Sabinas, reconstrucción PTX, Inclusión Fluida, Migración y Acumulación de Hidrocarburos, Modelo Geoquímico y Geométrico.



INTRODUCCION La Cuenca de Sabinas es una cuenca carbonatada, productora industrial de gas (CH4) que posee un área de 37,000 km2 y está situada en el noreste de México, abarcando la parte central del Estado de Coahuila y occidental de Nuevo León (Fig.1). Es una cuenca sedimentaria mesozoica con un espesor de más de 5,000 m de rocas depositadas en ambiente marino. Su génesis está relacionada con la apertura del Protogolfo de México en el Jurásico Medio, y su extinción y deformación principal se debió al levantamiento tectónico laramídico (Orogenia Laramide, (OL), 37 a 42 ma), en el Paleógeno (Márquez, 1979; Eguiluz de Antuñano, 2001; Padilla y Sánchez, 2007). El objetivo de este trabajo fue proponer la localización de nuevas acumulaciones de HC en la CS, específicamente en el BP a través del MG, Mgt y del estudio de inclusiones fluidas. Antecedentes Recientemente se determinó que la materia orgánica de la principal roca madre (RM) La Casita, es una mezcla de tipo II y predominantemente tipo III (Piedad-Sánchez, 2004; Martínez et al., 2007; Camacho-Ortegón et al., 2008), por lo que se puede admitir que generó HC líquidos, en un craqueo primario y CH4 en un craqueo secundario. La formación de aceite, determinada por los estudios petrográficos y geoquímicos, fue modelada a la escala de la cuenca (1D, 2D, PetroMod®) (Piedad-Sánchez, 2004; Camacho-Ortegón et al., 2008), mostrando una clara migración del aceite antes de la OL (Fig. 2 y 3). El flujo de calor (HF) de la CS (Menetrier, 2005), fue recalibrado a partir de nuevos datos geoquímicos y petrográficos (Camacho-Ortegón et al., 2008) considerando una erosión entre 2,000 m a 3,000 m para el bloque Pirineo, (Ewing, 2003; Camacho-Ortegón et al., 2008), con un máximo de 120 mW/m2 y un mínimo de 60 mW/m2, y en ese contexto la evolución actual del %Ro para la RM La Casita es de 2.5% a 3.5% (Piedad-Sánchez, 2004; Martínez et al., 2007; Camacho-Ortegón et al., 2008). El estudio de la materia orgánica (liptinita y pirobitúmenes) en la RM (Martínez et al., 2007; Camacho-Ortegón et al., 2008), pone en evidencia un potencial petrolero actual casi nulo, pero muestra claramente, que permitió una generación de aceite importante. Esta generación de HC se refleja en el MG, a partir del Cretácico-Inferior (Aptiano) y hasta el Eoceno-Medio (Lutetiano) coincidiendo así con la OL. Posteriormente la RM en el craqueo secundario ya en la ventana del gas, permitió una fracturación de la roca, una migración de aceite y gas (CH4) y un almacenamiento en las rocas reservorios. Procedimientos analíticos Microscopia optica en transmisión y reflexión; esta técnica, se enfoca en la observación de IF individuales, donde identificamos los grupos de familias, el origen de las mismas, el mineral que las contiene y las fases presentes en ellas así como la discriminación de las IF que no cumplan con las “reglas de Roedder” (Bodnar, 2003). El %Ro se integro al modelo con el fin de recalibrar el flujo de calor (HF).

Reconstrucción PTX de IF; para el estudio de IF se siguió el método experimental según Pironon (2004), diseñado de tal manera que utiliza la aplicación de varias técnicas en un orden secuencia. El método inicia con la preparación de las secciones delgadas doblemente pulidas. Continuamos con la petrografía clásica de las IF apoyada por la técnica de fluorescencia ultravioleta, con el objetivo de identificar las IF de petróleo de las



IF acuosas. Posteriormente se realizan los estudios de microtermometría, basándose en la medida de las temperaturas a las que se producen los cambios de fases en las IF, de –193 y +600 ºC (Pironon, 2004). La fusión de un líquido solidificado previamente, la fusión de fases sólidas (sales, hidratos, etc.) (Bodnar y Vityk, 1994) y la homogenización de sistemas gas-líquido en una sola fase gaseosa o líquida es básica para la determinación de las condiciones de paletemperatura y presión de atrapamiento (Tt y Tp) de la IF. Las temperaturas de fusión (Tm) dan valores indicativos sobre la composición del fluido atrapado, mientras que las temperaturas de homogenización (Th) permiten estimar su densidad. Con la técnica de espectrometría Raman, detectamos y cuantificamos los gases disueltos, específicamente CH4 (Dubesy et al., 2001). Enseguida se procede a realizar el modelo AIT de las IF, con las ecuaciones de estado para la isocora (IC) (Zhang y Frantz, 1987), y la isopleta (IP) (Duan et al., 1992). Estas dos se ponen en un mismo grafico, donde se determina la Tt y la Pt, en el punto de intersección de la IC y IP, (Pironon, 2004). El MG PetroMod® será calibrado utilizando para ello, 5 bases de datos; HF, %Ro, Tfp, Tt y Pt, lo cual nos dará un MG más acorde al estado actual de la cuenca. Por último, utilizamos el MGT, para integrar las Ls 2D del MG, en función de los reservorios (Plays) existentes, y determinar así la coincidencia entre los plays productores y las nuevas oportunidades petroleras propuestas en este estudio (Fig. 4). Resultados y discusiones. La integración de los resultados se obtuvo con el MG 1D (Fig. 2) y 2D (PetroMod®) (Fig. 3 ) y 3D gOcad (Fig. 4) alimentado con datos geoquímicos y petrográficos (Camacho-Ortegón et al., 2008). Esto nos permitió estudiar las paleo-condiciones PTX en las RM. Los resultados del estudio PTX de las IF de las RM, sirvieron para la calibración de la carga y entrampamiento de los HC. Las características PTX, en cristales de fluorita y celestita de las minas Alicia, Fácil, Cuatrociénegas y San Agustín en la CS, ponen en evidencia la migración del gas y el aceite, mostrando que existió una dismigración de HC con salmueras, desde los almacenes hasta los sedimentos estratoligados conocidos de celestita y fluorita (Fig. 5 y Tabla 1). De acuerdo con el MG en 2D, PetroMod®, la carga de los almacenes de HC se produjo en diferentes formaciones de la Cuenca de Sabinas de edad Mesozoica, a partir del inicio de la OL, conservándose actualmente, solo aquellos que no fueron erosionados por dicha orogenia. Figuras.

Fig. 1 Cuenca de Sabinas: Ubicación del área de estudio. Modificado de González-Sánchez (2008),

Tabla 1. Resultados de microscopía RAMAN, Termometría y modelo AIT en inclusiones fluidas de la Cuenca de Sabinas.



Fig. 2. Modelo 1D, PetroMod

®; curva de enterramiento y calibración con

Presion, %Ro. Tfondo, O Niveles productores

Fig. 3 Modelo PetroMod

® 2D sobre una línea sísmica que

muestra la producción y migración de HC.

Fig. 4 Modelo geométrico 3D gOcad, intersección de líneas sísmicas 2D, contra plays productores del Bloque Pirineo, área Minero Florida. Modificado de Camacho-Ortegón et al. (2008).

Fig. 5. Imágenes de inclusiones fluidas: 1) Minas, 2 y 3) RM, O Azufre elemental, 4) Formación La Casita RM, bitumen sólido fluorescente.

Conclusiones. Se ha determinado, utilizando el MG, PetroMod®, que existió una migración de HC antes y después de la OL (Fig. 3), dejando un rastro de la migración del aceite en las IF de fluorita y celestita estudiadas, concordando con el evento de migración de salmueras de cuenca propuesto por González-Sánchez (2007). En conclusión:



I. La RM La Casita, durante la ventana del aceite, produjo una migración de HC hacia los reservorios superiores, y durante la OL estos reservorios se fracturaron propiciando una dismigración de aceite, lo que ocasiono el vaciado de los reservorios superiores.

II. Durante la OL, de 1 a 7 Km de la CS, se erosiono, desapareciendo con esto, los almacenes superiores de aceite, sin dejar rastro de su existencia.

III. Posterior a la OL y por craqueo secundario, las RM La Casita, la Virgen y la Peña, entraron a la ventana del gas, produciendo CH4, Almacenando este y migrando hacia los reservorios superiores (Padilla, La Mula, Cupido, George Town, Austin y Navarro Taylor) ahora explotados.

IV. De acuerdo a nuestro estudio, el Bloque Pirineo, no cuenta con reservorios significativos de HC líquidos, sin embargo existen acumulaciones petroleras que muestran los resultados de los modelos MG y Mgt, para desarrollar nuevos campos productores de gas CH4 en dicho bloque.

Agradecimientos. Los autores le dan las gracias a PEP (PEMEX) y a la Compañía Monclova Pirineo Gas S.A. de C.V. (MPG), especialmente al Ing. Jonathan González, por haber proporcionado las muestras de este estudio. Un agradecimiento al Laboratorio de IF del CNRS-UMR G2R 7566, especialmente al Ing. Thérèse Lhomme por el estudio analitico RAMAN de las IF. Un profundo reconocimiento a la Compañía IES GmbH - PetroMod® y al consorcio gOcad® PARADIGMA® por haber facilitado las licencias académicas para este estudio. Finalmente, agradecemos a los programas mexicanos PROMEP y CONACYT por el apoyo para la realización de esta investigación. Referencias

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