revista de zona burgos
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2014
Provincia Petrolera Burgos Exploración y producción
INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE TANTOYUCA
DIVISIÓN ACADÉMICA EN INGENIERÍA PETROLERA
REVISTA ZONA DE BURGOS
Nombre de la asignatura:
Geología petrolera
Equipo: #5
Docente:
M.C. FELIX HERNANDEZ SANTIAGO
Zona Burgos
Equipo de Trabajo
Aldahir Ortega Reyes
José Javier Hernández Bautista Kenia Itzel Sánchez Hernández
Marco Elpidio Hernández Ramos Álvaro Juárez Herrera
SEMSTRE: 2 GRUPO: A
TANTOYUCA, VERACRUZ. 12 DE JUNIO DEL 2014
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Contenido Introducción……………………………………………………………………………………………………………………….4 1. Ubicación .................................................................................................................. 9
2. Marco tectónico estructural ....................................................................................... 9
2.1 Marco estructural .................................................................................................... 9
2.2 Evolución tectónica estructural ............................................................................... 12
3. Marco estratigráfico y ambientes de depósito............................................................ 13
4. Sistemas Petroleros ................................................................................................. 18
4.1 Sistemas Petroleros Tithoniano- Cretácico-Paleógeno (!) ......................................... 19
4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano- Cretácico (!)................................ 19
4.1.2. Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano- Paleógeno (!).............................. 21
4.2. Sistema Petrolero Paleógeno-Paleógeno (!).............................................................. 23
4.2.1 Elementos del Sistema Petrolero Paleógeno-Paleógeno (!) .............................. 23
4.3 Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Cretácico -Paleógeno (!) y
Paleógeno-Paleógeno (!) .................................................................................................. 25
4.4 Extensión geográfica de Sistema Petrolero ................................................................ 25
4.5. Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros .................................................. 26
4.6 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros ......................................................... 27 5. Producción y reservas 3P ......................................................................................... 28
6. Recursos Prospectivos ............................................................................................. 29
7. Bibliografía ............................................................................................................. 30
Figuras ........................................................................................................................ 31
Glosario ...................................................................................................................... 32
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Introducción
La Cuenca de Burgos posee numerosos recursos naturales (uranio, carbón, hidrocarburos,
etc.) pero, comparada con otras cuencas, existen pocos datos publicados. No obstante que
Petróleos Mexicanos (Pemex) ha realizado una intensa exploración en esta cuenca, sus datos
se encuentran en archivos inéditos. Numerosa información publicada en Texas se ha
extrapolado a México, soslayando las diferencias geológicas entre una y otra región; esto
ha creado paradigmas que no corresponden con la realidad geológica en el noreste de
México. Este trabajo integra, de manera general y sintetizada, los conceptos geológicos más
recientes y muestra cómo este conocimiento se ha usado para la explotación de
hidrocarburos.
2. Evolución sedimentaria
La Cuenca de Burgos es una región geológica en donde se ha depositado un prisma
sedimentario con rocas del Jurásico, Cretácico y Cenozoico con más de 8000 m de espesor
(Echánove, 1986; González García y Holguín Quiñones, 1992). La distribución de rocas del
Cenozoico comprende un área continental de aproximadamente
50000 km2 y esta distribución es la característica que da nombre a esta cuenca (Figuras 1 y
2), pero la continuidad de este prisma sedimentario hacia la plataforma marina y la
profundidad del Golfo de México duplica dicha área.
El basamento de esta cuenca ha sido explorado en sus márgenes oriental y
suroccidental por pozos de Pemex y está formado por esquistos y rocas plutónicas (pozos
Benemérito 1, Magvi 1, Chanate 1, Linares 1, Vaquerías 1; Figura 2) asignadas a la zona
interna del Sistema Ouachita (Flawn et al., 1961), deformado durante el Paleozoico y
combinado con magmatismo posterior. El origen de la Cuenca de Burgos se encuentra
relacionado con la apertura del Golfo de México durante el Jurásico Medio (Salvador, 1987;
Winker y Bluffer, 1988). Su evolución estratigráfica inició con el depósito de capas
continentales (Grupo Huizachal) acumuladas en bajos estructurales, asociadas a fosas y
pilares en una cuenca de tipo rift. Se considera que en el Calloviano–Oxfordiano la
subsidencia cortical admitió la invasión de un mar somero que propició acumulaciones de sal,
anhidrita y carbonatos de alta energía (formaciones Minas Viejas y Olvido), el depósito
continuó durante el Kimeridgiano y Titoniano con pelitas ricas en materia orgánica
(formaciones La Casita y Pimienta), éstas últimas como la fuente más importante
generadora de hidrocarburos de esta cuenca (González García y Holguín Quiñones, 1992). A
partir del Cretácico Temprano y hasta el Cenomaniano, la subsidencia continuó y se
depositaron carbonatos micríticos de ambiente profundo, representados por la Formación
Tamaulipas (Inferior y Superior) y la Formación Agua Nueva, así como pelitas del Aptiano
(Formación Otates). Hacia el occidente, fuera de la Cuenca de Burgos, estas rocas cambian a
facies someras de tipo lagunar, litoral o fluvial, situadas sobre o al margen de bloques del
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basamento constituido por esquisto y rocas ígneas. Entre el Turoniano y el Maastrichtiano, en
la Cuenca de Burgos existió un cambio en la sedimentación; el depósito de carbonatos
gradualmente fue sustituido por siliciclastos en volumen creciente (Formación San Felipe,
Formación Méndez y Grupo Taylor), mientras que al occidente, en las cuencas de Parras, La
Popa y Carbonífera de Sabinas, en ese tiempo, las facies marinas evolucionaron a un
ambiente litoral y continental, en cuencas de tipo foreland (Robeck et al., 1956; McBride et
al., 1975).
Durante el Cenozoico, la Cuenca de Burgos recibió siliciclastos que conformaron
areniscas y pelitas, con facies someras al occidente y facies profundas al oriente,
propiciadas por transgresiones y progradaciones cíclicas (Figura 1), donde prevaleció
progresivamente, en tiempo y espacio, la retirada de los mares hacia el oriente, dejando
áreas continentales expuestas al occidente. Galloway et al. (2000) consideran tres fuentes
principales de aporte hacia el Golfo de México, los ríos Mississippi, Houston y Bravo.
Apoyados con datos geoquímicos e isotópicos, Soegaard et al. (2003) y Lawton et al. (2009)
proponen que las cuencas de Parras y La Popa recibieron aporte de sedimentos que
provinieron del occidente de México. Para el presente trabajo se considera que los ancestros
fluviales de los actuales ríos Nazas y Aguanaval fueron las vías de transporte que llevaron
sedimentos a la parte central y sur de la Cuenca de Burgos.
En la Cuenca de Burgos, durante el Cenozoico, se depositaron potentes espesores de
lutita y arenisca, en ciclos de secuencias separadas por discordancias o concordancias
correlativas (Figura 3), en su mayoría posiblemente relacionadas con cambios del nivel del
mar (Haq et al., 1988).
La Formación Midway es una facies de ambiente profundo, en su cima tiene depósito de
arenisca fina (turbiditas) intercaladas entre pelitas. La Formación Wilcox y la Formación
Queen City son complejos de delta progradantes, mientras que la Formación Reklaw (parte
superior) y la Formación Yegua (miembro medio) son facies de cuña progradante, limitadas en
su base por prominentes discordancias regionales (48.5 y 39.5 Ma, respectivamente).
Estas cuñas denotan denudación intensa originada posiblemente por pulsos de inestabilidad
tectónica (Eguiluz de Antuñano, 2007, 2009). Por paleontología, estas unidades fueron
depositadas entre las biozonas de Globorotalia lehneri, Truncorotaloides rohri y Globorotalia
aragonensis; estas biozonas comprenden una edad alrededor de 48.5 a 39.5 Ma (Rosen et al.,
1994), las cuales coinciden con pulsos orogénicos (Eguiluz de Antuñano, 2004, 2007).
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Figura 1. Columna estratigráfica de las formaciones del Cenozoico en la Cuenca de Burgos. El registro
tipo indica la respuesta geofísica característica de las formaciones. Secuencias mostradas como
progradaciones de arenas en términos relativos (P) y su fuente de proveniencia fluvial de los ríos
Bravo (RB), Houston (RH) y Nazas y Aguanaval (NA). Las progradaciones de arenas promueven la
abundancia de roca almacén, la abundancia de arcillas actúan como sellos y roca generadora, y los
plays petroleros muestran su importancia de acuerdo al tamaño circular. Están incluidos los eventos
tectónicos de rift, subsidencia cortical con sedimentación pre- orogénica y sin-orogénica, exhumación
tectónica y evento neotectónico. Pulsos tectónicos indicados en millones de años (Ma). Modificado
de Segura Treviño et al. (2006) y Galloway et al. (2000).
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Figura 2. Localización de la Cuenca de Burgos y sus franjas de afloramientos sedimentarios. En la
porción sur de la cuenca, las franjas se adelgazan por discordancias, efecto de levantamiento
posiblemente tectónico.
La Formación Weches representa un depósito de planicie deltaica, mientras que las
formaciones Cook Mountain y Yegua (miembro inferior), en conjunto, corresponden con un
ciclo inicial transgresivo y final regresivo. La Formación Jackson es del Eoceno tardío,
consiste de una terna litológica compuesta en su base por predominio pelítico, que denota
un ciclo de inundación; la parte media es un cuerpo arenoso progradante y su parte superior
presenta lutitas de un tracto indefinido. La Formación Vicksburg es del Oligoceno, contiene
tobas intercaladas entre cuerpos de lutita y arenisca que denotan ciclos transgresivos y
progradantes. Su cima está cortada por una discordancia regional prominente (30
Ma), la cual corresponde con un límite de secuencia mayor que subyace a los depósitos del
Sistema Sedimentario Frío continental y Frío marino. El Mioceno y Plioceno están
representados por varias unidades estratigráficas (Figura 1) que corresponden a ciclos de
lutita y arenisca que progradan al oriente, con incremento de espesor en su actual margen
continental y extensión en su plataforma marina. En estos depósitos se distinguen varios
límites de secuencias que tienen correlación en el Golfo de México (Galloway et al., 2000).
La división de franjas sedimentarias en esta cuenca (Figura 2) no solamente refleja la
disposición de cinturones de afloramientos en un homoclinal; las rocas de estas franjas, que
afloran o están sepultadas en el subsuelo, implícitamente indican, de occidente a oriente,
una continua regresión, variaciones de ambiente somero a profundo con su consecuente
variación de contenido de materia orgánica y evolución térmica por sepultamiento. Estos
factores controlan, entre otros, la generación de hidrocarburos (González García y Holguín
Quiñones, 1992; Eguiluz de Antuñano, 2009).
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Provincia Petrolera Burgos 1. Ubicación
La Provincia Petrolera Burgos, considerada como la principal cuenca productora de gas no
asociado en el país, está localizada en el noreste de México, ubicada en el norte de los estados de
Tamaulipas y Nuevo León. Se extiende al norte hacia EUA donde se le conoce como Cuenca del
Río Grande, limita al oeste con las provincias Alto de Tamaulipas y Plataforma Burro Picachos, al
oriente con la Provincia Salina del Bravo, al sur con Tampico Misantla. Geográficamente, cubre una
superficie aproximada de 110,000 km2 y la actividad se centra en un área de 30,000 km2 (Fig. 1).
Figura 1. Ubicación geográfica de la Provincia Petrolera Burgos.
2. Marco tectónico estructural
2.1 Marco estructural
La Cuenca de Burgos se originó a principios del Terciario y en ella se depositó una columna
sedimentaria cenozoica que alcanza espesores de aproximadamente 10,000 m. Su geometría
estratigráfica y estructural obedece a progradaciones (Echánove, 1986) que dieron lugar a un
arreglo en forma de franjas, variando cronológicamente de occidente a oriente desde el Paleoceno
hasta el Mioceno (Echánove, 1986; Pérez-Cruz, 1992; Eguiluz et al., 2000; Téllez et al., 2000) y
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obedecen primordialmente a regresiones marinas y a la actividad de fallas extensionales de
crecimiento sinsedimentarias que desarrollaron estructuras “roll-over”. Siguiendo estos
lineamientos estructurales se encuentran los campos petroleros de la cuenca en trampas
estructurales, estratigráficas y combinadas (Fig. 2).
Figura 2. Arriba: Franjas depositacionales y de producción de la Provincia Petrolera Burgos. Abajo: sección
estratigráfica-estructural regional.
Las fallas de crecimiento presentan caída hacia el oriente, son típicamente lístricas y muestran
desplazamientos de algunos cientos de metros. En forma general estos alineamientos de fallas
muestran una orientación NW-SE que, como se mencionó, se hacen más jóvenes hacia el oriente,
pudiéndose distinguir en el área tres grandes estilos de fallamiento normal (Fig. 3), uno hacia la
porción occidental que involucra la franja del Paleoceno, en donde predominan las fallas normales
postdepositacionales, otro hacia las denominadas franjas del Eoceno y Oligoceno en las cuales son
comunes las fallas sinsedimentarias de mediano a bajo ángulo, y finalmente una zona en donde las
fallas son también de crecimiento pero con trazas que tienden a la verticalidad y que afectan
predominantemente la columna del Mioceno.
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Meters
Fallas normales Fallas de crecimiento de bajo ángulo
NW
EE.UU
Fallas normales
de alto ángulo
SE
1500
3000
4500
Figura 3. Distribución de franjas progradantes y estilos estructurales.
Típicamente, para la denominada Franja del Paleoceno la acción de fallas de crecimiento es de
poca intensidad, ya que si bien esta región se ve afectada por una gran presencia de fallas
normales, estas no muestran mayor influencia en la columna sedimentaria salvo en algunas áreas
en particular, sin embargo para la Franja del Eoceno estos crecimientos son notables
desarrollándose trampas estructurales de tipo “roll-over” asociadas a fallas de crecimiento de bajo
ángulo que generalmente despegan sobre sedimentos arcillosos del Paleoceno inferior, estos
crecimientos alcanzan varias centenas de metros.
Para el Eoceno superior, la acción de estas fallas de crecimiento se desplaza al oriente donde se
tienen expansiones considerables a nivel del Eoceno Yegua y Jackson así como anticlinales de tipo
“roll-over”. Esta zona de expansión del Eoceno medio-superior coincide con la zona de máxima
pendiente del sustrato Mesozoico, así como con una zona en donde se presentan múltiples
superficies de erosión que afectan las secuencias del Eoceno Queen City, Cook Mountain y Yegua,
así como una rápida progradación de esta última, pudiendo incluso observar a este nivel
estratigráfico una extensa área de bloques rotados.
Durante el Oligoceno el sistema de fallas de crecimiento migran espacialmente hacia la región
central de la cuenca, la columna sedimentaria se ve afectada por un gran número de fallas lístricas
que tienen como característica ser de bajo ángulo, que por lo general tienen su plano de despegue
sobre rocas del Eoceno y Oligoceno y que regularmente dan lugar a gruesos depósitos de
terrígenos en los bloques bajos de las mismas, así como grandes estructuras de tipo “roll-over”, en
muchos casos afectadas por fallas antitéticas que contribuyen a fragmentar en bloques las
estructuras. De acuerdo a algunos autores, este estilo estructural está asociado a regiones con alta
tasa de sedimentación y rápido sepultamiento, seguidos por movilización y sobre presurización de
masas arcillosas, en respuesta a la rápida carga sedimentaria.
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El estilo estructural que se observa para la Franja del Mioceno, comprendida en la porción oriental
de la cuenca, es dominado por fallas de crecimiento caracterizadas por ser de alto ángulo, de corto
espaciamiento entre una y otra, dando lugar a bloques rotados y estructuras anticlinales
colapsadas y afectadas por numerosas fallas, posiblemente como resultado del emplazamiento de
núcleos arcillosos. Una característica de estos bloques es que los mayores espesores de
sedimentos, predominantemente del Mioceno, se ubican hacia la parte occidental de la
plataforma y se adelgazan hacia el noreste. Vistas en planta estas fallas lístricas son abundantes,
de corto espaciamiento entre ellas, curvadas y discontinuas, típicas de regiones caracterizadas por
fallas lístricas en el borde de la Cuenca del Golfo de México.
2.2 Evolución tectónica estructural
A principios del Mesozoico, el área de la Provincia Petrolera Burgos estuvo expuesta a una
tectónica de tipo extensional asociada a la etapa de la apertura del Golfo de México, este sector
estaba limitado al occidente con elementos altos (Tamaulipas, Picachos y San Carlos) a través de
fallas regionales de desplazamiento lateral izquierdo (Pindell et al., 2002) que jugaron un papel
muy importante para el desprendimiento del Bloque Yucatán. La sedimentación sin-“rifting”
estuvo caracterizada por depósitos de lechos rojos y sal. Del Jurásico Superior y hasta término del
Mesozoico el área correspondió a una cuenca marina somera con amplias plataformas, localizada
en la margen oriental del gran Geosinclinal Mexicano, donde tuvieron lugar depósitos de
areniscas, evaporitas, calizas y lutitas.
Al término del Cretácico Superior y durante parte del Terciario se desarrolló el evento orogénico
Laramídico que ocasionó levantamiento y plegamiento en el occidente de la cuenca, (Alfonso,
1976), para dar lugar a los grandes pliegues estructurales de la Sierra Madre Oriental, este
levantamiento fue acompañado por el desarrollo de cuencas, paralelas al cinturón plegado
(cuencas de foreland), entre ellas la denominada Cuenca de Burgos hacia el frente de la Sierra
Madre Oriental, que operó como centro de recepción del gran volumen de sedimentos. De esta
manera gruesas secuencias de areniscas y lutitas de ambientes que varían de marginales a
francamente marinos, progradaron sobre el margen de la plataforma Cretácica durante el
Terciario. El Levantamiento tectónico y la sedimentación asociada provocó el inicio de fallamiento
extensional en la porción occidental de la cuenca a partir del Paleoceno, en el Eoceno este sistema
extensional se caracterizó por fallas de crecimiento que fueron aumentando en intensidad. Los
niveles de despegue del sistema extensional se ubicaban en el límite Eoceno y Oligoceno con
grandes fallas de crecimiento y conformando a partir de este tiempo un sistema ligado de
extensión-contracción (Fig. 4), que provocó hacia el oriente de la cuenca grandes movilizaciones
de cuerpos de arcilla y salinos en su porción marina y la formación del Cinturón Plegado Perdido
más al oriente. El sistema extensional continuó migrando hacia el límite oriental de la Cuenca
durante el todo el Neógeno.
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Figura 4. Sistema ligado extensión-contracción (Cruz, et al., 2010).
3. Marco estratigráfico y ambientes de depósito
La columna sedimentaria de la Provincia Petrolera Burgos abarca todo el Terciario y yace sobre
rocas del Mesozoico (Fig. 5). El espesor máximo calculado en el depocentro de ésta cuenca es de
aproximadamente 10,000 metros y está compuesto litológicamente por una alternancia de
lutitas y areniscas, depositadas en un patrón general progradante hacia el oriente, (Echánove,
1986; Téllez et al., 2000).
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Figura 5. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Burgos (Modificada de Escalera y Hernández,
2010).
A principios del Paleoceno se inició una transgresión hacia el poniente de la Cuenca de Burgos,
favoreciendo el depósito discordante de areniscas turbidíticas sobre una superficie erosionada
(Formaciones Midway y Cretácico Superior Navarro- Taylor). Estos depósitos presentan una
distribución restringida, siendo sus ambientes de depósito de plataforma interna a media, con
batimetrías de nerítico interno a medio, desarrollándose sistemas de abanicos de borde de
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plataforma, mientras que en la parte central se desarrollaron sistemas de abanicos de talud y piso
de cuenca con batimetrías de nerítico externo a batial (Figura 6).
Figura 6. Modelo de depósito del Paleoceno Midway (Solano et al., 2008).
Para el Paleoceno temprano al Eoceno temprano, dentro de un marco cíclico regresivo –
transgresivo, progradante hacia el oriente se depositó el Grupo Wilcox (Fig. 7), constituido por
facies deltaicas dominadas por olas que conforman barras costeras de desarrollo múltiple,
alargadas, con espesores variables y de amplia distribución preferencial de N-S, predominando
ambientes de plataforma interna-media. En el Eoceno temprano y medio se establece un ciclo
regresivo-transgresivo completo en el que se depositó la secuencia del Grupo Mount-Selmant
(Formaciones Reklaw, Queen City y Weches). La Formación Queen City es una secuencia areno-
arcillosa con numerosos cuerpos arenosos en ambientes de plataforma interna representado por
deltas en facies de canales distributarios, con barras de desembocadura y sistemas de barras de
barrera, que gradúa hacia la plataforma media-externa a facies arcillosas con aislados cuerpos
arenosos que corresponden a la Formación Reklaw y cerrando el ciclo se deposita la Formación
Weches constituida por una secuencia arcillosa, la cual se depositó en la plataforma media-
externa.
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Figura 7. Modelo de depósito del Paleoceno Wilcox (Delgado, 2004).
Para el Eoceno tardío, se establece un ciclo progradante asociado a un sistema de nivel alto (HST)
en el que se depositan predominantemente areniscas en ambientes someros (Miembro Yegua
Inferior); posterior a este evento se tiene una etapa de nivel bajo (LST) con litologías arcillosas
(Complejo progradante denominado Yegua medio) y posteriormente un sistema transgresivo (TST)
seguido por una superficie de máxima inundación, cerrando con depósitos de nivel alto (HST)
principalmente arenosos que son los principales almacenadores de hidrocarburos en esta unidad.
En el Eoceno tardío se deposita también la Formación Jackson, conformada por tres miembros:
Jackson Inferior, Medio y Superior; la primera de ellas se refiere a los depósitos arcillo-arenosos de
la etapa inicial transgresiva, el segundo miembro está constituido por secuencias de areniscas y
lutitas asociadas a una etapa progradante y finalmente, el tercer miembro se describe como una
serie de cuerpos arcillosos con intercalaciones de capas delgadas de areniscas de plataforma
(Fig.8).
A inicios del Oligoceno se depositó de manera discordante la Formación Vicksburg (Fig.9), esta
unidad está dividida en tres miembros, Inferior, Medio y Superior, siendo la primera
correspondiente a una etapa progradante del sistema deltaico del Río Bravo, este miembro se
caracteriza por ser un sistema dominado por ríos o corrientes fluviales al norte del proyecto y en
las zonas de expansión del sistema de falla Vicksburg, mientras que en el sur del proyecto los
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depósitos son caracterizados por abanicos turbidíticos, flujos de escombros. El miembro medio es
una etapa estable pero progradante, definida por un modelo dominado por oleaje y corrientes
marinas.
A finales del Oligoceno temprano y principios del Oligoceno medio se termina la transgresión y
comienza una regresión que origina la retirada de los mares hacia el oriente, favoreciendo una
gran afluencia de terrígenos hacia la cuenca transportados por corrientes fluviales que dieron
lugar al desarrollo de abanicos fluviales, complejos fluvio-deltaicos y sistemas de islas de barrera,
depositándose así sedimentos principalmente clásticos, tales como, conglomerados y areniscas
con intercalaciones de lutita cuyo ambiente de depósito varia de continental a transicional,
conocido como Formación Frío No Marino. Más al oriente los ambientes de depósito se vuelven
más arcillosos variando de marino indiferenciado a nerítico externo (Formación Frío Marino). En el
Oligoceno tardío se inicia un ciclo transgresivo/regresivo completo afectando la sedimentación del
Mioceno temprano, depositándose una secuencia arcillo-arenosa marina, conocida como
Formación Anáhuac.
Figura 8. Modelo de depósito del Eoceno Jackson (Equipo Integral Misión Sultán, 2003).
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Figura 9. Modelo de depósito del Oligoceno Vicksburg (Equipo Integral Misión Sultán, 2003).
4. Sistemas Petroleros
En la Cuenca de Burgos se han clasificado como sistemas conocidos (!) al Tithoniano- Cretácico-
Paleógeno y Paleógeno-Paleógeno donde se agrupan las facies arcillosas de las formaciones
Midway, Wilcox y Vicksburg como rocas generadoras que cargan a las areniscas interestratificadas
de estas secuencias Paleógeno – Paleógeno, este sistema produce hidrocarburos gaseosos y
condensados en esta cuenca.
Estos sistemas petroleros proveen de hidrocarburos a las rocas almacén y se diferencian cinco
franjas en dirección norte-sur, volumétricamente el Oligoceno es el más productivo, estos
volúmenes de gas se encuentran almacenados en secuencias arenosas del Terciario selladas por
potentes espesores de arcillas interestratificadas.
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4.1 Sistemas Petroleros Tithoniano- Cretácico-Paleógeno (!) 4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano- Cretácico (!)
Roca generadora:
La roca generadora del Tithoniano se caracteriza principalmente por litologías arcillo-calcáreas de
color negro, sinónimo de un buen contenido orgánico que se depositaron en condiciones que van
de ambientes de rampa externa a Cuenca desde Burgos hacia la Cuenca del Golfo de México.
Las rocas del Tithoniano tienen presencia en la columna sedimentaria en profundidades del orden
de 2,500 m en la parte occidental y 10,000 m en la parte oriental de la Cuenca de Burgos sus
características geoquímicas se definen mediante los análisis de pirólisis en muestras de canal de
pozos exploratorios sus valores de COT varían de pobre (< 0.5 %) hacia el occidente de la cuenca
hasta excelente (> 4.0%) hacia el oriente, estas rocas de acuerdo a la caracterización de la materia
orgánica tienen condiciones de madurez a sobremadurez en el borde occidental de la cuenca (Fig.
10 )
En esta cuenca se tiene producción de condensados y gas, sin embargo no se tiene un extracto de
la rocas de edad Tithoniano, estos aceites se han correlacionado con el comportamiento de
extractos de la Cuenca Tampico Misantla (Fig. 10) reconociendo en ellos características
geoquímicas similares a la principal fuente generadora del Tithoniano por lo que se clasifica este
sistema como conocido (!). Estos aceites son muy evolucionados y el comportamiento que
muestran los biomarcadores son producto de la alta madurez termal que tienen estos y a la
migración que han sufrido desde la roca generadora hasta el sitio de entrampamiento, no
obstante, aún es posible reconocer en ellos rasgos que son perfectamente identificados en otras
cuencas de México relacionadas a las rocas generadoras del Tithoniano. Estos condensados tienen
valores isotópicos de -25.23 a -26.45 y se han relacionado con un ambiente marino carbonatado
con influencia de arcillas.
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Figura 10. Correlación de extracto del Jurásico Superior Tithoniano con aceite en rocas cretácicas en la
Provincia Petrolera Burgos.
El comportamiento isotópico de los gases (Fig. 11) de varios de los yacimientos de la Cuenca de
Burgos indican que existen gases que provienen del craqueo secundario de aceite y que están
almacenados en rocas del Paleoceno, Eoceno y Oligoceno lo cual sugiere que estos gases
provienen del escape de yacimientos de aceite más profundos, estos tienen una amplia
distribución lo cual dificulta distinguir con certeza cuál es la fuente generadora de estos gases, por
otro lado existen gases provenientes de craqueo primario es decir de recién generación por lo que
se postula que estos gases pueden provenir de la Formación Wilcox considerando su riqueza
orgánica la cual se discute en el inciso 4.3. En general los gases de esta provincia muestran que
muchas de sus diferencias y comportamiento se deben a la segregación que sufren estos durante
la migración a partir de un yacimiento de aceite o bien de la roca generadora.
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-100 -99 -98 -97
27 27
26 26
25 25
24 24
0 50 Km
23 23 -100 -99 -98 -97
Figura 11. Los gases almacenados en los diferentes yacimientos de la Provincia Petrolera Burgos se
caracterizan por provenir de un craqueo secundario en un sistema abierto.
Roca Almacén:
Las rocas almacén están relacionadas al Grupo Navarro-Taylor que corresponden a secuencias de
arenas calcáreas asociadas a medios de depósito de frente deltaico, estas rocas se encuentran
específicamente en las formaciones San Miguel y Upson.
Roca Sello:
El sello superior corresponde a las facies arcillosas de la Formación Midway con potentes
secuencias de lutitas de color gris oscuro a negro que cubre a las rocas del Cretácico Superior, ya
que los yacimientos están asociados a trampas combinadas.
4.1.2. Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano- Paleógeno (!)
Roca Generadora:
Las características de la roca generadora se han descrito en el párrafo anterior. Este sistema
petrolero provee de condensado y gas a la franja oeste y sur de esta cuenca a nivel del Paleoceno
y Oligoceno, en el área no se tiene un extracto de la rocas de edad Tithoniano, sin embargo estos
aceites se han correlacionado con extractos de la Provincia Petrolera Tampico Misantla (Fig. 12).
Estos aceites son muy evolucionados y el comportamiento que tienen los biomarcadores son
producto de la madurez termal que tienen estos y a la migración que han sufrido desde la roca
generadora hasta el sitio de entrampamiento, sin embargo aún es posible reconocer en ellos
rasgos que son perfectamente identificados en otras cuencas de México relacionadas a las rocas
generadoras del Tithoniano. Estos condensados tienen valores isotópicos de -25.23 a -26.45 y se
han relacionado con un ambiente marino carbonatado con influencia de arcillas.
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Figura 12. Correlación roca generadora-aceite para la Cuenca de Burgos del Sistema Petrolero Tithoniano-
Paleógeno (!).
Roca almacén:
Las rocas almacén de la Formación Midway consisten en cuerpos de areniscas turbidíticas de color
gris oscuro de grano fino a medio de cuarzo ligeramente calcárea, depositados por corrientes de
turbidez provenientes de la plataforma a manera de abanicos de talud, de piso de cuenca o bien
como desbordes de canales submarinos que van desde la plataforma media hasta el talud
continental. Como nota adicional, recientemente se identificaron hacia el sur de la Provincia
Petrolera Burgos, areniscas de ambientes que varían de deltaicos hasta de plataforma interna-
media de la Formación Frío, que son cargadas por este subsistema generador conformando los
yacimientos con hidrocarburos ligeros de 45° API. Esta constituida desde areniscas de grano fino
a medio de color gris claro y areniscas arcillosas, en estratos que varían de delgados a gruesos,
depositadas en facies deltaicas de barra en una plataforma somera hasta areniscas turbidíticas
que constituyen sistemas de canales y abanicos que se distribuyen desde la plataforma media
hasta el talud continental y piso de cuenca para el caso de las Provincias Geológicas Salina del
Bravo y Cinturón Plegado Perdido.
Roca sello:
El sello superior y lateral de las facies almacenadoras de las formaciones Midway y Frío lo
constituye las potentes secuencias de lutitas de color gris oscuro a negro que envuelve a esos
cuerpos detríticos, ya que los yacimientos están asociados a trampas de tipo estratigráfico.
Trampa:
La trampa del Paleoceno Midway consiste de bloques afectados por fallas normales de regular
desplazamiento que dan origen a bloques rotados y cierres contra falla.
~ 23 ~
4.2. Sistema Petrolero Paleógeno-Paleógeno (!)
En los potentes espesores arcillosos de las formaciones Midway, Wilcox y Vicksburg se ha
identificado riqueza orgánica como roca generadora potencial, estas rocas con base en el
modelado de cuencas permite inferir una capacidad de carga de hidrocarburos a las rocas
almacén de las formaciones Midway, Lobo, Wilcox, Queen City y Yegua-Jackson en forma
secundaria.
4.2.1 Elementos del Sistema Petrolero Paleógeno-Paleógeno (!)
Roca Generadora:
Las rocas generadoras están representadas predominantemente por lutitas de color gris oscuro a
negro, con areniscas interestratificadas de color gris oscuro de grano fino a medio de cuarzo, a
manera de flujos turbidíticos que abarcan desde facies marginales hacia el occidente de la cuenca
hasta una plataforma siliciclástica corta con un amplio talud. En estas rocas se tiene variaciones de
carbono orgánico de occidente a oriente de pobres a buenos (0.2% a >2.0%). El kerógeno
presente es precursor de gas y condensado constituido por mezclas del Tipo II y III de acuerdo con
la gráfica de índice de oxígeno contra el índice de hidrógeno. Estas rocas generadoras alcanzan
profundidades del orden de 1,500 m y 8,000 m.
Los estudios de biomarcadores indican un aporte de plantas superiores dada la presencia del
compuesto oleanano, que está asociado a un kerógeno de tipo II-III o III, la baja abundancia del
homohopano C35 es indicativo de condiciones subóxicos a óxicas relacionadas a ambientes
deltaicos, la alta abundancia del C29 esteranos es también indicativo de esta condición (Fig. 13).
Estos condensados tienen condiciones maduras a sobremaduras. Por otro lado correlaciones
directas se ha elaborado en el sur de Louisiana en el que se concluye que la principal contribución
es del Eoceno Wilcox, por lo que se clasifica este sistema como conocido (!).
~ 24 ~
Figura 13. Correlación aceite-aceite en rocas del Eoceno Wilcox y Oligoceno. Roca Almacén:
La roca almacén de las formaciones Midway, Lobo y Wilcox está constituida por una alternancia de
estratos de areniscas de grano fino a medio color gris claro y areniscas ligeramente calcáreas, en
estratos que varían de delgados a gruesos, depositados en una plataforma somera en facies
deltaicas de barra que se extendió en prácticamente toda la porción occidental de la Cuenca.
Las rocas almacén de las formaciones Wilcox, Queen City, Yegua y Jackson están asociados a
capas de areniscas de grano fino a medio de cuarzo y líticos, moderadamente a bien clasificados,
de color gris claro a gris oscuro en estratos delgados a medianos, estos cuerpos arenosos fueron
depositados en una plataforma somera en ambientes predominantemente fluvio-deltaicos y
costeros (barras). En el caso de la Formación Yegua, se tienen tres tipos de roca almacén uno
asociado a la “Yegua Basal” que consiste de areniscas depositadas en ambientes de plataforma
somera, otro ligado con el denominado “Complejo o Cuña Progradante” donde se relaciona con
abanicos de talud y bloques derrumbados de la plataforma y redepositados en el mismo talud, y
finalmente la “Yegua Superior” conformada por una secuencia arcillo arenosa.
Para las formaciones Vicksburg, Frío y Anáhuac la roca almacén está constituida por areniscas en
estratos delgados a medianos, que alternan con potentes espesores de lutitas y limolitas,
depositadas predominantemente en ambientes deltaicos dominados por olas y en menor escala
en ambientes de barras costeras.
~ 25 ~
Sello:
El sello superior consiste en abundantes y gruesos intervalos arcillosos que se intercalan con las
secuencias arenosas del Paleoceno, Eoceno y Oligoceno, los sellos laterales son contrafalla
favorecidos por las fallas de crecimiento.
Trampa:
El tipo de trampas para el Paleoceno consisten en bloques afectados por fallas normales de
regular desplazamiento que dan origen a bloques rotados y cierres contra falla.
Para la Formación Wilcox la constituyen estructuras “roll-over” con cierre contrafalla,
desarrolladas a partir de fallas sinsedimentarias que tuvieron gran influencia en el depósito y que
sirvieron de rutas de migración para los hidrocarburos.
Las trampas de la Formación Queen City consisten en bloques estructurales originados por fallas
de crecimiento que rara vez llegan a desarrollar verdaderos “roll-over”, por lo que funcionan
principalmente como trampas estratigráficas o combinadas.
Las trampas de la Formación Yegua-Jackson consiste en bloques estructurales con cierre
contrafalla, trampas estratigráficas por acuñamientos de facies arenosas, o bien trampas
combinadas conformadas por bloques “derrumbados” o abanicos de talud.
Las trampas del Oligoceno están ligadas con estructuras “roll-over” con cierre contrafalla,
asociadas a fallas de crecimiento de bajo ángulo de extensión regional característico de la Cuenca
de Burgos.
4.3 Procesos de los Sistemas Petroleros Tithoniano-Cretácico -
Paleógeno (!) y Paleógeno-Paleógeno (!)
La evolución de la generación de los hidrocarburos hacia la Provincia Petrolera Burgos se ha
estimado con base en el modelado de cuencas, así la edad de inicio de generación de
hidrocarburos para las rocas generadoras del Tithoniano a 105 M.a, para el Paleógeno a partir de
41.3 M.a; la expulsión de los hidrocarburos es de 65 M.a y 43 M.a respectivamente para cada
fuente generadora. Estos procesos de generación y expulsión de los hidrocarburos son
favorecidos por las altas tasas de sedimentación que acontecen en el Terciario y profundizan
drásticamente a las rocas generadoras, así como a los eventos tectónicos que acontecieron y que
deformaron y afallaron las rocas para facilitar las rutas de migración de los hidrocarburos hacia los
sitios de entrampamiento.
4.4 Extensión geográfica de Sistema Petrolero
Actualmente se considera que la extensión geográfica de los sistemas petroleros ligados al
Tithoniano se extiende por toda la Provincia Petrolera Burgos (Fig. 14) mientras que los sistemas
~ 26 ~
25
24
23
22
petroleros relacionados a generadoras del Paleógeno se extienden hacia el oriente de la Cuenca y
se postula que se adentre hacia el Golfo de México (Fig.15).
-100 -99 -98 -97 -96 -95
28 28
27 Tithoniano (!) 27
26 26
25 25
24 24
23 23
22 22
-100 -99 -98 -97 -96 -95
Fig. 14 Extensión geográfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Cretácico-Paleógeno y Paleógeno-
Paleógeno (!).
4.5. Extensión estratigráfica de los Sistemas Petroleros
Los elementos de los sistemas petroleros de la Provincia Petrolera Burgos productores de gas y
condensados se distribuyen a lo largo y ancho de esta cuenca, de manera general las rocas
generadoras se ubican en el Tithoniano y Paleógeno, los hidrocarburos se almacenan en los
carbonatos del Cretácico Superior y en las facies arenosas del Paleógeno interestratificadas con las
lutitas de estos niveles las cuales a su vez funcionan como sellos.
En la Fig. 15 se muestra la relación de los elementos y los procesos que actuaron para la
generación, migración y carga de hidrocarburos de los sistemas petroleros de acuerdo a su
evolución en tiempo y espacio.
~ 27 ~
Figura 15. Extensión estratigráfica de los sistemas petroleros que se caracterizan por trampas “roll-over”
y cierres contra falla típicas de la Provincia Petrolera Burgos en los diferentes niveles estratigráficos.
4.6 Extensión temporal de los Sistemas Petroleros
El modelo 3D de la Provincia Petrolera Burgos, ha permitido reproducir de manera dinámica el
funcionamiento de los principales Sistemas Petroleros en la cuenca, esto permitió definir los
tiempos de generación migración y carga de hidrocarburos y posible preservación de los
hidrocarburos en la trampa.
Los resultados del modelado y las acumulaciones de hidrocarburos conocidas en la cuenca indican
que los subsistemas generadores Tithoniano y Paleógeno se encuentran en sincronía respecto al
depósito y estructuración de las rocas almacenadoras.
Basados en las simulaciones de los modelos 1D, 2D y 3D se define La tabla de eventos del sistema
petrolero (Fig. 16) para visualizar, como debieron de ocurrir de manera sincrónica en tiempo
geológico la relación de los elementos y procesos esenciales del sistema petrolero, para que los
hidrocarburos generados se entrampen y se preserven en la trampa se incluye la edad geológica
~ 28 ~
g. 16 El diagrama de eventos del Sistema Petrolero muestra la sincronía de los elementos y procesos
generación-migración y carga de hidrocarburos en la Provincia Petrolera Burgos.
Producción y reservas 3P
para cada uno de ellos así como la posible preservación del sistema y el momento crítico del
mismo.
Fi de
5.
La producción comercial en la Provincia Petrolera Burgos inició en 1945 con el descubrimiento del
campo Misión productor en el Play Vicksburg. La producción se incrementó a partir de 1956,
principalmente debido al desarrollo del campo Reynosa, hasta alcanzar 620 millones de pies
cúbicos diarios en 1970. Durante los años setenta y ochenta la producción declinó debido a que las
inversiones y recursos humanos se enfocaron a la exploración y explotación de los campos en la
Provincia Petrolera Sureste. Sin embargo, a principios de los años noventa se produce un cambio
en la política energética y el impulso a fuentes limpias de energía. Se inició entonces una campaña
de adquisición sísmica tridimensional, aplicación de nuevos conceptos geológicos, nuevas
tecnologías de perforación y terminación de pozos, así como trabajo multidisciplinario. Como
resultado, la cuenca inicia su revitalización en 1994 revirtiendo la declinación e incrementando la
producción de 200 millones de pies cúbicos diarios a más de 1,000 millones de pies cúbicos
diarios. A partir de 2004 la cuenca produce más de 1,300 MMpc/D (Fig. 17) y ha acumulado más
de 2.4 MMMbpce (11 billones de pies cúbicos de gas). Las reservas remanentes de la cuenca son
de 0.8 MMMbpce, al 1° de enero de 2013. (Producción acumulada y reservas 3P incluyen a la
Provincia Petrolera Sabinas-Burro-Picachos).
~ 29 ~
MMpcd
1400
1200
1ª Etapa 2ª Etapa
En lace,
Fun d ador,
Nejo ,
Gen eral
1000
800
600
Reyn o sa
Brasil
Mo n terrey
Culebra, Arcabuz,
Arco s, Cuitlahuac
400
200
0
45 1950 55 1960 65 1970 75 1980 85 1990 95 2000 05
Fig. 17 Gráfica de producción histórica anualizada de la Provincia Petrolera Burgos.
6. 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
del play.
Los datos geológicos y geofísicos que sustentan la evaluación provienen de los estudios de plays y
sistemas petroleros realizados en los Activos de Exploración, modelos geológicos del play,
modelados geoquímicos, información de pozos, información sísmica, etc. Se analizan y modelan
en forma de distribuciones, considerando para reportar principalmente la Media, P90, P50 y P10.
La información histórica de cada play y por lo tanto, de cada Provincia Petrolera, comprende
volúmenes y tipo de hidrocarburos de cada yacimiento descubierto y sus características geológicas
y de ingeniería, lo cual se utiliza para calibrar los resultados de las evaluaciones para los plays
probados; para plays hipotéticos la calibración se realiza con base en análogos geológicos
maduros.
Los recursos prospectivos al 2013 en la Provincia Petrolera Burgos tienen en la Media 2.9
MMMbpce.
~ 30 ~
7. Bibliografía
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A., Maldonado-Leal, M., Marín-Toledo, A., Alor-Ortiz, I., Darío-Gómez, R., Vera-Morán, A.,
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Plays Eoceno Wilcox - Queen City, 2000, Etapa I, Informe Interno, Pemex Exploración y
Producción.
~ 31 ~
Figuras
Figura 1. Ubicación geográfica de la Provincia Petrolera Burgos.
Figura 2. Arriba: Franjas depositacionales y de producción de la Provincia Petrolera Burgos. Abajo:
sección estratigráfica-estructural regional.
Figura 3. Distribución de franjas progradantes y estilos estructurales.
Figura 4. Sistema ligado extensión-contracción (Cruz, et al., 2010).
Figura 5. Columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Burgos (Modificada de Escalera y
Hernández, 2010).
Figura 6. Modelo de depósito del Paleoceno Midway (Solano et al., 2008).
Figura 7. Modelo de depósito del Paleoceno Wilcox (Delgado, 2004).
Figura 8. Modelo de depósito del Eoceno Jackson (Equipo Integral Misión Sultán, 2003).
Figura 9. Modelo de depósito del Oligoceno Vicksburg (Equipo Integral Misión Sultán, 2003).
Figura 10. Correlación de extracto del Jurásico Superior Tithoniano con aceite en rocas cretácicas en la
Provincia Petrolera Burgos.
Figura 11. Los gases almacenados en los diferentes yacimientos de la Provincia Petrolera Burgos se
caracterizan por provenir de un craqueo secundario en un sistema abierto.
Figura 12. Correlación roca generadora-aceite para la Cuenca de Burgos del Sistema Petrolero
Tithoniano- Paleógeno (!).
Figura 13. Correlación aceite-aceite en rocas del Eoceno Wilcox y Oligoceno.
Figura 14. Extensión geográfica del Sistema Petrolero Tithoniano-Cretácico-Paleógeno y
Paleógeno-Paleógeno (!).
Figura 15. Extensión estratigráfica de los sistemas petroleros que se caracterizan por trampas “roll-
over” y cierres contra falla típicas de la Provincia Petrolera Burgos en los diferentes niveles
estratigráficos.
Figura 16. El diagrama de eventos del Sistema Petrolero muestra la sincronía de los elementos y
procesos de generación-migración y carga de hidrocarburos en la Provincia Petrolera Burgos.
Figura 17. Gráfica de producción histórica anualizada de la Provincia Petrolera Burgos.
~ 32 ~
Glosario
Provincia Petrolera, es un área donde ocurren cantidades comerciales de petróleo o en la que se han
identificado condiciones favorables para la acumulación de hidrocarburos (Potencial Medio- Bajo).
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
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 (?)