Provincia Petrolera Veracruz

DOMINGUEZ AGUILAR KEREN PAULINA HERNANDEZ HERNANDEZ SERGIO FRANCISCO MENDOZA MARITZA

La Provincia Petrolera Veracruz se ubica en el oriente de México, quedando comprendida en su mayor parte en el estado de Veracruz y se extiende hacia la plataforma continental, cubre un área aproximada de 38,000 Km². Limita al norte con la Provincia Geológica Faja Volcánica Transmexicana, al sur - sureste con la Provincia Petrolera Sureste, al este-noreste con la Provincia Geológica Cinturón Extensional Quetzalcóatl y al occidente con la Provincia Petrolera Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental.

Geología estructural

El marco estructural de esta provincia está conformado por una porción sepultada del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental conocido como Frente Tectónico Sepultado y la Cuenca Terciaria de Veracruz. Desde el punto de vista económico-petrolero tienen importancia la Cuenca Terciaria de Veracruz y el Frente Tectónico Sepultado, que son aquí los sectores productores de gas y aceite y gas respectivamente.

Evolución tectónica estructural

La evolución tectónica de la Provincia Petrolera Veracruz comenzó su historia con la apertura Jurásica del Golfo de México, en donde actuaron fallas transformantes y de desplazamiento lateral, por medio de las cuales el Bloque de Yucatán se desplazó al sureste Durante el Cretácico Temprano, el área permaneció como un margen pasivo, cuya subsidencia estuvo condicionada por el enfriamiento térmico de la corteza, desarrollándose hacia el occidente una plataforma carbonatada de Córdoba . El evento tectónico laramídico deformó el occidente de la provincia a partir del Eoceno Medio y ocasionó la formación de taludes inestables al W de la cuenca, provocando una sedimentación intermitente de clásticos de talud y pie de talud (flujo de escombros), formándose así una cuenca de antepaís a lo largo del margen oriental del Cinturón Plegado

La columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Veracruz está constituida por

rocas mesozoicas predominantemente carbonatadas y terciarias siliciclásticas, cuyo

espesor total máximo 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 geológicos 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 Córdoba. La columna sedimentaria descansa sobre un basamento

cristalino complejo del Paleozoico-Triásico constituido de granitos y granodioritas

con edades de 323 M.a

Marco estratigráfico y ambientes de depósito

Columna estratigráfica generalizada de la Provincia Petrolera Veracruz (Escalera y Hernández, 2010).

Sistemas Petroleros

En la Provincia Petrolera Veracruz los estudios geoquímicos han permitido identificar rocas generadoras del Tithoniano, Cretácico Medio y Mioceno superior. La riqueza y calidad del kerógeno posibilita clasificar las rocas jurásicas y cretácicas como generadoras de aceite/gas termogénico conformando sistemas petroleros conocidos , mientras que las lutitas del Mioceno superior se consideran generadoras de gas biogénico (Vázquez, 2008). roca generadora-aceite, estableciéndose los siguientes cuatro sistemas petroleros: Cretácico Medio -Cretácico Medio-Superior (!) relacionado con los

campos productores de aceite y gas en la porción norte del Frente Tectónico Sepultado.

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

Tithoniano–Neógeno (!) 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 biogénico de la porción central de la Cuenca Terciaria Veracruz conformada por el Anticlinal de Loma Bonita y Sinclinal de Tlacotalpan.

Sistema Petrolero Cretácico Medio – Cretácico Medio-Superior

El sistema petrolero Cretácico Medio-Cretácico Medio-Superior (!) está

relacionado con la presencia de yacimientos predominantemente de

aceite en la porción norte y margen oriental del Frente Tectónico

Sepultado. La existencia de rocas generadoras del Cretácico Medio ha

sido definida por el análisis geoquímico de rocas e hidrocarburos, la

información estratigráfica y geoquímica de chapopoteras y aceites

indican dos posibles intervalos generadores en la sección Albiano-

Cenomaniano.

• Elementos del Sistema Petrolero Cretácico Medio – Cretácico Medio-Superior

Las rocas generadoras del Cretácico Medio consisten de alternancias estratificadas de anhidritas, dolomías y carpetas de algas, depositadas en condiciones restringidas de aguas someras. Las manifestaciones de aceite e impregnaciones de las muestras de canal y núcleos de los pozos perforados son consistentes con la generación local de aceite. Facies generadoras similares son conocidas en las Provincias Geológicas Tlaxiaco, Cinturón Plegado de Chiapas y Cuenca de Petén (Guatemala)

• Gráfica mostrando los tipos de kerógeno encontrados en rocas del Cretácico Medio al norte y sur de la Plataforma de Córdoba y la correlación roca generadora-aceite por biomarcadores (terpanos) de bitúmenes extraídos del Cretácico.

Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano – Eoceno En el límite de la cuenca terciaria con el Frente Tectónico Sepultado, las rocas generadoras del Jurásico Superior entraron durante el Cretácico Tardío a la ventana de generación, alcanzando durante el Oligoceno la zona principal de generación, donde permanecieron hasta el Mioceno medio (15 Ma), cuando alcanzaron la ventana de generación tardía y a inicios del Plioceno, la ventana de generación de gas húmedo. Los aceites de este sistema muestran una mezcla de aceites normales con biodegradados, indicando un mínimo de dos pulsos de migración, uno Paleógeno con problemas de preservación por erosión, infiltración de aguas, y otro pulso Neógeno de remigración de aceites biodegradados y expulsión-migración de nuevos aceites.

Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano- Neógeno (!) En la porción central de la cuenca terciaria las rocas generadoras del Jurásico Superior durante su sepultamiento cruzaron las ventanas de generación de aceite y gas. A inicios de Eoceno (49 Ma) entraron a la ventana de generación alcanzando el pico en el Mioceno temprano y la ventana de generación de gas húmedo en el Mioceno tardío y finalmente, la zona de generación del gas seco en el Plioceno.

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

El sistema petrolero Mi-Ms-Pli (!) se caracteriza por la presencia de gas biogénico almacenado en las rocas del Mioceno y Plioceno. La generación de gas biogénico requiere del depósito de un paquete sedimentario con presencia de bacterias metanogénicas, las cuales coexisten en un ambiente anóxico y sulfato-deficiente, temperaturas menores a 75°C, profundidades de sepultamiento menores de 1000 m, presencia de materia orgánica dispersa con COT mínimo de 0.5% y altas tasas de sedimentación. El gas biogénico tiende a acumularse muy cerca de la sección que lo genera, por lo que se infiere que fue generado en el intervalo del Mioceno superior-Plioceno. Durante este tiempo las altas tasas de sedimentación favorecieron el depósito de arcillas marinas de aguas profundas en la antefosa principal de la cuenca terciaria donde se presentaron condiciones favorables para la acumulación de materia orgánica marina.

Extensión geográfica de los sistemas petroleros Cretácico Medio – Cretácico Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano-Neógeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!) 

La extensión geográfica de los Sistemas Petroleros descritos cubre el área de influencia de las rocas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano (Tepexilotla), Cretácico Medio (Orizaba) y Neógeno donde se conoce que las rocas almacenadoras del Cretácico y Terciario han almacenado los hidrocarburos expulsados por estas rocas generadoras. En esta extensión geográfica 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. Así tenemos los campos cretácicos de aceite y gas del Frente Tectónico Sepultado relacionados con el sistema petrolero KM-KM-KS (!), ocupando un área aproximada de 6000 km2. Al oriente de éstos tenemos los campos de aceite relacionados con el sistema petrolero JS-Pe (!) ubicados en el límite de la cuenca terciaria con Homoclinal del Oeste ligados con un área de influencia de aproximadamente 1500 km². Después tenemos los campos con presencia de gas seco termogénico asociados con las rocas generadoras del Jurásico con un área de influencia de aproximadamente 30000 km², mientras que la zona de influencia del gas biogénico asociado con las rocas del Mioceno-Plioceno abarca la porción central de la cuenca, abarcando el anticlinal de Loma Bonita y el sinclinal de Tlacotalpan en un área de 3000 km2

Extensión estratigráfica de los sistemas petroleros Cretácico Medio – Cretácico Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano- Neógeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)

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 Superior están soportando la carga litoestática de las sedimentos cretácicos, terciarios y recientes con espesores que rebasan los diez kilómetros en el centro de la cuenca. En el Frente Tectónico Sepultado es posible que las rocas generadoras del Cretácico Medio estén siendo sepultadas por varios bloques alóctonos de rocas cretácicas y terciarias, que las llevan a profundidades mayores a siete kilómetros. Al mismo tiempo las rocas paleógenas están siendo sepultadas por sedimentos del Neógeno con espesores hasta de siete kilómetros en la porción central de la cuenca por lo que alcanzan dichas rocas la ventana de generación de gas.

Extensión temporal de los Sistema Petroleros Cretácico Medio – Cretácico Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano-Neógeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!) 

La tabla de elementos y procesos del sistema petrolero muestra secuencialmente como se fueron sucediendo los eventos geológicos que coadyuvan temporal y espacialmente para formar acumulaciones de hidrocarburos. De esta manera, en la Cuenca de Veracruz están presentes tres rocas generadoras formadas durante el Jurásico Tardío, el Cretácico Medio, y Mioceno temprano. Las rocas almacenadoras y los sellos se formaron contemporáneamente durante el Cretácico Medio y Tardío, Eoceno y Mioceno temprano, así como también posteriormente durante el Mioceno medio-Plioceno

Producción y reservas 3P En 1948 Petróleos Mexicanos inicia actividades en la provincia y en 1953 el pozo Angostura-2 resulta productor de aceite en calizas del Cretácico Superior y en 1956 el pozo Mirador-1 resulta productor de gas de areniscas del Terciario (Benavides-G., 1959; Toriz-Gama, 1999). De 1955 a 1980 se descubren la mayoría de los campos de aceite y gas asociado en calizas cretácicas plegadas del frente tectónico sepultado, incluyendo los campos Cópite, Mata Pionche y Mecayucan, así como algunos campos de gas en rocas siliciclásticas terciarias como Cocuite. De 1981 a 1995, la actividad exploratoria en la Provincia de Veracruz se enfoca a la búsqueda en grandes estructuras de yacimientos de aceite en el bloque autóctono y no se realiza ningún descubrimiento, si bien la producción de gas se logró mantener por arriba de los 100 millones de pies cúbicos diarios gracias al aporte de gas húmedo de los yacimientos del Cretácico.

Esto permitió alcanzar en 2008 el máximo histórico de la provincia de 1012 millones de pies cúbicos diarios . La producción acumulada total de la provincia es de 0.7 MMMbpce (3 billones de pies cúbicos de gas). Las reservas 3P son de 0.3 MMMbpce (1 billón de pies cúbicos de gas), al 1 de enero de 2013

Recursos prospectivos

 Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos no descubiertos que se esperan recuperar asociados a una estrategia exploratoria. El método de evaluación de los recursos prospectivos de las Provincias Petroleras, agrupa mediante una simulación Montecarlo, las evaluaciones de los plays en cada Provincia y a su vez, la evaluación de cada play agrupa las evaluaciones de los objetivos de las oportunidades que le pertenecen, influenciadas por las probabilidades de éxito locales y del play. El mayor reto consiste en agrupar oportunidades exploratorias en conjuntos geológicamente congruentes, que compartan los elementos de riesgo y plasmar estos conjuntos en mapas con sentido geológico. Durante este proceso se consideran tanto las oportunidades que ya han sido detectadas y que tienen registradas sus características en la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias, como las oportunidades adicionales aún no detectadas, pero que se estiman en función de la madurez de los plays.