VOL. X X X V I I , NUM. 1, 1985

EVALUACIÓN GEOQUÍMICA DEL SURESTE DE MEXICO

Рог: Ing. Noel Holguín Quiñones*

A B S T R A C T :

G e o c h e m i c a l informat ion from C h i a p a s — T a b a s c o and C a m p e c h e sound areas was studied to evalua te the regional behavior o f the different chemica l and optical pa rame­ters, and thei r re lat ionship with the geological events , and the nature o f hydrocarbons , in order to know the possibili t ies o f pe t ro leum occu r r ence at depths grea ter than 6 , 0 0 0 meters .

In order to achieve this purpose, direct analyt ical results l ike, pyrolisis data , organic ca rbon conten t , thermal al terat ion index, type o f organic mat te r , were used, as well as general geological information and indirect pa ramete rs like L o p a t i n ' s t ime-tempera ture index ( T T I ) , ca lcula ted from subsidence curves .

W e determined Ti thonian sediments as the regionally most important oil source rocks. T h e y are now within the oil window or, occas ional ly , they have gone beyond it. M i o ­cene rocks a re mostly immatu re in the a rea . Exce l len t corre la t ion between T i t h o n i a n T T I values and specific gravity ( A P I ) o f oils from J u r a s s i c and cre taceous productive hor izons , support the usefulness o f this method and give an idea about the prevail ing vertical shordis tance migra t ion in this a rea . T h e beg inn ing o f oil generat ion was deter­mined at 7 T T I value, instead o f 15 proposed by Wap le s ( 1 9 8 1 ) . T h e oil generat ion threshold took place main ly dur ing M i o c e n e in the south part o f the a rea and dur ing the Pl io-ple is tocene in C a m p e c h e sound and C o m a l c a l c o bas in . T h a t m e a n s that oil generat ion occurred la ter than traps, helping to oil accumula t ion .

T h e youngest oils in C a m p e c h e sound are less light as a result o f their recent gene­rat ion and the low field tempera tures . W e considere they resemble to the originally generated products . Assuming a low geothermal gradient in C o m a l c a l c o basin and in his prolongat ion toward the C a m p e c h e sound, the possibilities o f finding liquid hydro­carbons are favorable. M e a n w h i l e , toward the M a c u s p a n a basin and his mar ine pro­longat ion, the possibilit ies are restrained main ly to condensa te and gas because o f the relatively high geothermal gradient in this part o f the area . W e didn ' t detected areas without possibilit ies for hydrocarbon conservat ion at depths o f six or seven thousand meters .

Geólogo de Petróleos Mexicanos. México, D.F.

BOL. ASOC. М Е Х . GEOL. P E T R .

R E S U M E N :

S e in tegró la i n fo rmac ión g e o q u í m i c a del á r ea C h i a p a s - T a b a s c o y S o n d a de C a m ­p e c h e , a fin de eva lua r l a y o b t e n e r un p a n o r a m a reg iona l del c o m p o r t a m i e n t o de los d iversos p a r á m e t r o s q u í m i c o s y óp t icos y su r e l ac ión con los e l e m e n t o s y even tos geo ló­g icos , así c o m o con los ace i tes del á r e a y , a par t i r de todo e s to , d i sce rn i r la pos ib i l idad de que los h i d r o c a r b u r o s ex i s tan a u n a profundidades m a y o r e s de 6 0 0 0 m e t r o s .

P a r a tal p ropós i to se c o n t ó con i n f o r m a c i ó n d i r ec t a de pi ról is is , c o n t e n i d o de c a r b o ­n o o r g á n i c o , a lgunos p a r á m e t r o s óp t icos c o m o l A T y t ipo de m a t e r i a o r g á n i c a , t e m p e ­raturas de fondo de los pozos e in formac ión geológica en genera l , a d e m á s de pa ráme t ros indi rectos , tales c o m o gráf icas de h i s tor ia de sepu l t amien to y cá lcu los de índ ice t i empo-t e m p e r a t u r a ( I T T ) , def inido por L o p a t i n ( 1 9 7 1 )

E n t r e los resul tados sobresa l i en te s , t e n e m o s q u e las rocas g e n e r a d o r a s m á s i m p o r ­tan tes a nivel regional son las del T i t o n i a n o q u e h a n i ng re sado , y o c a s i o n a l m e n t e r e b a ­sado, la v e n t a n a del pe t ró leo y las del M i o c e n o q u e p e r m a n e c e n i n m a d u r a s en la m a y o r par te del á r e a . L a exce l en t e co r r e l ac ión en t re el I T T del T i t o n i a n o y la g r avedad A P I de los ace i tes q u e se e x t r a e n del J u r á s i c o S u p e r i o r y C r e t á c i c o , a p o y a la u t i l idad del m é t o d o y nos da idea a c e r c a de la m i g r a c i ó n p r e p o n d e r a n t e m e n t e ver t i ca l o c u r r i d a en es t a á r e a . S e def inió el in ic io de la g e n e r a c i ó n del pe t ró leo c u a n d o el I T T a l c a n z a un va lo r del 7, en vez del 15 p ropues to p o r W a p l e s ( 1 9 8 1 ) . E l u m b r a l de g e n e r a c i ó n o c u ­rr ió p r i n c i p a l m e n t e d u r a n t e el M i o c e n o h a c i a el sur del á r e a y d u r a n t e el P l i o — P l e i s t o c e n e en la S o n d a de C a m p e c h e y C u e n c a de C o m a l c a l c o , es dec i r , fue pos t e r io r a la fo rmac ión de las t r a m p a s , lo q u e propic ió la a c u m u l a c i ó n de los y a c i m i e n t o s y a conoc idos .

L o s ace i t es m á s j ó v e n e s de la S o n d a de C a m p e c h e son m e n o s l ige ros , deb ido a su rec ien te c r e a c i ó n y a las ba j a s t e m p e r a t u r a s de y a c i m i e n t o , por lo q u e c o n s i d e r a m o s q u e se a s e m e j a n a los p roduc tos o r i g i n a l m e n t e gene rados . L a s pos ib i l idades a profun­didades m a y o r e s de 6 , 0 0 0 m son favorables en la C u e n c a de C o m a l c a l c o y su c o n t i n u a ­c ión hac i a la S o n d a de C a m p e c h e p a r a la l oca l i zac ión de p roduc tos l íqu idos , g r ac i a s al ba jo g rad ien te g e o t é r m i c o . H a c i a la C u e n c a de M a c u s p a n a y su p r o l o n g a c i ó n h a c i a el m a r , las pos ibi l idades se r e s t r ingen , p r i n c i p a l m e n t e a c o n d e n s a d o y gases , por el a l to grad ien te q u e ah í p reva lece . N o d e t e c t a m o s á r e a s donde las pos ib i l idades de c o n ­se rvac ión de h i d r o c a r b u r o s sean nu las a profundidades de seis o siete mi l m e t r o s .

VOL. X X X V I I , NUM. 1, 1985

INTRODUCCIÓN

El presente trabajo se visualizó co­mo un intento de integrar la informa­ción geoquímica existente de las zo­nas Sureste y Marina de Petróleos Mexicanos y utilizar los datos para de­finir las posibilidades petroleras a pro­fundidades mayores de 6,000 metros, a fin de apoyar perforaciones que pu­dieran tener atractivo bajo tales con­diciones del subsuelo.

La integración de los datos geoquí­micos, con que se contaba hasta me­diados del año 1986, no permitió ha­cer una evaluación adecuada por es­tar sumamente dispersos, tanto en planta como en las columnas de los pozos; es decir, no era posible evaluar el área regionalmente ni definir la continuidad o discontinuidad de las características geoquímicas de las di­ferentes unidades estratigráficas. En vista de la insuficiencia de parámetros de laboratorio que dieran una idea más directa de la evolución térmica y de la cantidad y calidad de la mate­ria orgánica dispersa en las rocas, se optó por evaluar el área con apoyo de datos indirectos, a partir de gráficas de sepultamiento y cálculo del índice de maduración tiempo—temperatura ( I T T ) .

O B J E T I V O S

Los objetivos originales de este tra­bajo fueron evaluar el potencial gene­

rador de hidrocarburos de las rocas del Jurásico Superior y Cretácico In­ferior, a partir de información geoquí­mica pre—existente de muestras de pozos de las zonas Marina y Sureste, y evaluar el potencial petrolífero de es­ta área a profundidades mayores de 6,000 metros.

L O C A L I Z A C I Ó N

El área de este estudio cubre apro­ximadamente 66,000 km2 y se en­cuentra enmarcada entre los parale­los 17° 15' y 20° 00 ' de latitud Norte y los meridianos 91° 30 ' y 93° 45 ' , de longitud occidental (planos 1 y 2). Geográficamente ocupa la parte su-roriental del Golfo de México, deno­minada Sonda de Campeche. El área terrestre ocupa una gran superficie del Estado de Tabasco, el norte de Chia­pas y occidente de Campeche, todo dentro de la Llanura Costera del Gol­fo. Desde el punto de vista tectónico, abarca la parte occidental de la Pla­taforma de Yucatán, la Cuenca de Macuspana, el Horst de Villahermosa y la parte oriental de la Cuenca de Co­malcalco.

A N T E C E D E N T E S G E O Q U Í M I C O S

Los primeros estudios geoquímicos del área fueron desarrollados en el año de 1978 por Saenz y Bertrand, a par­tir de muestras de rocas y aceites que

Plano 1.— Localización regional del área de estudio.

20-00 ' r

VOL. X X X V I I , NUM. 1, 1985 9:: 'oo' 91*30'

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MAPA ÍNDICE DE LOCALIZACIÓN DE POZOS.

lot números se correspondan con la tabla I

Plano 2

TABLA I

N U M E R O Y N O M B R E D E L O S P O Z O S Q U E A P A R E C E N E N E L P L A N O 2

00

1. ABKATUN—5 34. CHEM-1 67. KINIL-1 100. PLATERO-IA 2. ACACH-1 35. CHIAPAS-1 68. KIX-1 101. PLATANAL—1 3. ACANUN-IOl 36. CHILAM-1 69. KOKAY-1 102. POL-77 4, AGAVE—201 37. CHILAPILLA 70. KU-487 103., POM SUR-1 5, ALUX-I 38. CHIPILIN-1 71. KUCHE-1 104. PUERTO CEIBA—lOlA 6. AMATITAN-I 39. CHIRIMOYO-1 72, LISBOA-1 105, ROSARITO-2A 7, APOMPO-1 40. CHIRIVITAL-2 73. LUCH-1 106. SABANCUY-1 8. ARRASTRADERO-201 41. CHOCHAL-3 74. LUNA-1 107. SAMARIA-1 9. ARROYO PANTANO-101A 42. CHONTAL-I 75. MACUSPANA-201 108, SEN-1

10. ARROYO ZANAPA-1 43. CHOPO-101 76. MALOOB-1 109. SINAN-1 1!. ARTESA-1 44. CHUC-101 77. MANIK-101 110. SITIO GRANDE-82 12. AZTLAN-1 45. DORADO—1 78, MARAÑON-301A 111. SUNUAPA-101 13. BACAB—1 46, EDEN-1 79. MARISMA-IC 112. TABAY-1 14. BATAB-1 47. EK-I 80, MECATE-1 113. TAPIJULAPA-1 15. BOQUIAPA-101 48. ENCINO-101 81. MERCEDES-IOIA 114, TECOMINOACAN-IOIA 16. CAAN—1 49. ENEBRO-1 82, MICO—1 115. TEPEYIL-IA 17. CAB-1 50. FENIX-1 83, MORA-1 116, TINTAL-1 18. CACTUS-41 51. GAUCHO-I 84. MUNDO NUEVO-2A 117, TLAPALCO-1 19. CACHO LOPEZ-2 52. GIRALDAS-2 85. MUCUY-1 118. TOPEN-1 20. CANTAREl.L-91 53. HORMIGUERO 86. MUSPAC-1 119. TOPEN-101 21. CAPARROSO-IB 54. HUNTAZ-1 87. NISPERO-I 120. TRES PUEBLOS-IA 22. CARDENAS-201 55. ICH-1 88. NOHOCH-2 121. TARATUNICH-1 23. CARMENA-1 56, IRIDE-30 89. OCH-1 122. TRIUNFO-101 24. CARMITO-1 57, IRIS-101 90. OCUAPAN-201 123. TUNICH-1 2.V CAY-1 58, IXTOC-18 91. PALACARES-J 124. UECH-1 26. CEEH-1 59. JACINTO-1 92. PARAISO-201 125. VERNET-1 27. COBO-301 60, JACOME-1 93. PARAMO-1 126. XICALANGO-IOI 28. COCO-l 61. JOLOCHERO-I 94, PAREDON-101 127. YAABKAN-1 29. COPANO-1 62, JOSE COLOMO 95. PEK-1 128. YAGUAL-1 30. CUNDUACAN-1 63. JUJO-2A 96, PECH-1 129. YUM-1 31. CUATAJAPA-IOIA 64. JUSPI-1 97. PICH-1 130. ZAZIL HA-1 32. CHAC-I 65. KANAAB—lA 98, PIJIJE-IA 131. ZAPATERO-1 13 r H 4 r _ 9 66 KI—IO) 99. PIIUL-1 132. ZINIC—I

69

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VOL. XXXVII , NUM. 1, 1985

se analizaron químicamente en los la­boratorios del Instituto Francés del Petróleo. En ese trabajo se catalogó a las rocas del Titoniano, como las "probables generadoras" de los cru­dos que se obtienen del área Cactus—Sitio Grande—Tres Pue­blos, mismos que habrían sido origi--nados por materia orgánica del tipo II , medianamente evolucionada.

Pruitt e Illich (1979), de la Com­pañía Sunmark, elaboraron un estu­dio geoquímico de dieciseis crudos cretácicos del área de Villahermosa, concluyendo que los aceites son de composición semejante y tienen un origen similar, diferenciados sólo por su grado de evolución, además de no estar biodegradados.

Bertrand y colaboradores (1982) desarrollaron un estudio geoquímico con base en 28 aceites de la Sonda de Campeche y uno del Campo Refor­ma. En él concluyen que la evolución de los crudos se incrementa en direc­ción suroccidental y suponen que es­to podría estar relacionado a la pro­fundidad del yacimiento.

Holguín y Romero (1983), en un estudio complementario al de Ber­trand y colaboradores (op. cit.) y con base en análisis geoquímicos de mí­deos de pozos de la Sonda de Cam­peche, definieron a las rocas del Ti ­toniano como las principales genera­doras de los hidrocarburos que se ex­plotan de las brechas del Cretácico

Superior. Indican que la materia or­gánica está moderadamente madura, teniendo aún potencial residual de ge­neración y asientan, además, que al­gunas muestras del Kimmeridgiano y Mioceno pueden tener cierto poten­cial para generar hidrocarburos.

En 1984 Romero y Holguín reali­zaron un estudio geoquímico en muestras de nijcleos y aceites de cam­pos de Macuspana, de donde se ex­trae principalmente gas y condensa-do del Terciario (Formación Amate). La insuficiencia de muestras impidió definir concluyentcmente a las rocas generadoras de dichos hidrocarburos. No obstante, diferencian dos grupos de aceites en el área y consideran que la distribución de hidrocarburos lige­ros en el norte y más pesados hacia el sur, podría deberse a la mayor pro­fundidad de la roca generadora al nor­te, que hacia el sur, y que la migra­ción vertical pudo ser la causa del aco­modo de los productos ligeros en ho­rizontes someros.

Durante los líltimos ocho años, a iniciativa de la Gerencia de Explora­ción (hoy Coordinación Ejecutiva de Exploración) de Petróleos Mexicanos, se han colectado muestras de canal, núcleos y aceites que han sido some­tidos a análisis geoquímicos básicos de rutina, a fin de reunir información su­ficiente para evaluar las cuencas se­dimentarias de nuestro país, que es, en parte, el objetivo de este proyecto.

BOL. ASOC. MÉX. GEOL. PETR.

M E T O D O DE T R A B A J O

Primeramente se recopiló la infor­mación disponible sobre resultados analíticos, tanto químicos, como óp­ticos, la que al ser evaluada resultó in­suficiente para un estudio detallado, por lo que se empleó el método de Lo­patin (ob. cit.) para inferir el grado de alteración térmica de la columna sedimentaria y sus relaciones con el potencial petrolero de esta área.

Se compilaron gran cantidad de temperaturas de fondo de pozos dis­tribuidos en toda el área, para calcu­lar el gradiente geotérmico de cada uno de ellos y elaborar un plano de gradientes actuales del área de estu­dio, tanto en planta como a profun­didad.

El gradiente geotérmico para cada pozo se determinó con gráficas de temperatura contra profundidad para

obtener estadísticamente el resultado promedio, ya que con este método se eliminan en parte los valores mal re­gistrados por cualquier causa. Es con­veniente hacer notar que las tempe­raturas de lodo registradas en gene­ral son menores a las del intervalo ro­coso, porque los termómetros no son estabilizados un tiempo razonable. Sin embargo, son los únicos datos de temperatura existentes y son los que empleamos.

Se elaboraron gráficas de supulta-miento, con base en las cuales se cal­culó el índice tiempo—temperatu­ra, de acuerdo a las modificaciones he­chas por Waples (1981). En estas cur­vas se localizaron los valores de X I T T de 7, 15, 75, 160, etc., por estar es­tos límites relacionados con etapas im­portantes de generación y transforma­ción del petróleo, de la manera si­guiente:

I-.TAPA ITT Ro lAT

Inicio áv la generación del petróleo. 15 0 .65 2 .65 Má.xiina generación del petróleo. 75 1.00 2 .90 Fin de la generación del petróleo. 160 1.30 3 .20 Límite para encontrar petróleo con menos de 40° API. 500 1.75 3 .60 Límite para encontrar petróleo con menos de 50" API. 1000 2 .00 3 .70 Límite para encontrar gas húmedo. 1500 2 .20 3 .75 L'ltima presencia de gas seco conocida 65000 2 .20 3 .75 AziitVe lícuiitlo en Lone Siar Badén 1. 9 7 2 0 0 0 5 .00 4 .00 (abajo del límite de gas seco).

( W A P L E S , 1981)

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VOL. X X X V I I , NUM. 1, 1985

Los criterios que aparecen en esta tabla fueron establecidos estadística­mente, a partir de datos de diversas cuencas del mundo, por lo que pue­den variar de una a otra cuenca pe­trolífera. En este trabajo, como vere­mos más adelante, se establece que en el sureste de México la generación del petróleo se inicia cuando el I T T al­canza un valor de siete (7), aproxima­damente.

Las gráficas de historia de sepulta­miento no sólo ilustran los eventos de subsidencia—sedimentación y tectó­nicos en general, sino que además in­dican cuando y bajo que condiciones se inicia y termina la generación del petróleo, en caso de haber ocurrido, y bajo que grados de alteración tér­mica se encuentra actualmente la co­lumna sedimentaria.

Para evaluar regionalmente el área se construyeron dos secciones de co­rrelación estratigráfica en las que se involucran los valores de Z I T T de 7, 15, 75, etc., alcanzados por cada pozo.

Finalmente y a manera de conclu­sión, se elaboraron planos de madu­rez del Titoniano, del tiempo de in­greso a la ventana de aceite de estas rocas y de gravedades API, tanto de aceites conocidos como de los que pu­dieran encontrarse en futuras perfo­raciones.

C O L A B O R A C I Ó N

Muy valiosa aportación se recibió de parte del Ing. Ratíl González G. , quién supervisó constantemente la evolución de este estudio, apoyó su publicación y revisó la edición final. Durante el desarrollo de este trabajo se contó con la activa participación de los ingenieros Ismael Aguilar Rivera, Carlos Arredondo Martínez y Mario Limón González, tanto en lo relacio­nado a la obtención de información y elaboración de material gráfico, co­mo en lo referente a observa­ciones y recomendaciones que permi­tieron mejorar la calidad del mismo. Muy importante fue la colaboración aportada por los estudiantes de la ca­rrera de geología, Francisco Ruíz L . , Nicolás Fonseca C. y Rafael Vázquez T . , quienes construyeron gráficas de sepultamiento, calcularon índices tiempo—temperatura y compilaron información de archivos.

R O C A S G E N E R A D O R A S

Al momento de redactar este infor­me se contaba con 2,197 muestras analizadas por pirólisis, carbono or­gánico y mineral, de las cuales 417 se reanalizaron, después de haberles ex­traído los bitúmenes que contenían, lo que hace un total de 2,614 análisis químicos; además de 864 estudios óp­ticos utilizados para evaluar el poten­cial petrolero de esta área. Todos los análisis se realizaron en los laborato-

11

BOL. ASOC. M É X . GEOL. P E T R .

rios de Geoquímica y Palinoestrati-grafía del Instituto Mexicano del Pe­tróleo.

A pesar de haber sido estudiadas geoquímicamente muestras de 63 es­tructuras, la distribución de las mis­mas, tanto en planta como en la co­lumna de los pozos, es errática e in­suficiente, ya que no fueron colecta­das sistemáticamente y no es posible, en la mayoría de los casos, definir la continuidad o variaciones de los pa­rámetros geoquímicos de una locali­dad a otra. Solamente algunos hori­zontes pueden considerarse mediana­mente analizados, como el Cretácico y Jurásico Superior, de donde se ob­tuvo alrededor del 5 0 % de las mues­tras de un paquete sedimentario nor­malmente no mayor de 1000 m, mientras que de la columna sobreya-ciente terciaria y pleistocènica, con más de 4000 m de espesor promedio, sólo se obtuvo el otro 5 0 % , lo que re­fleja claramente lo disperso del mues-treo, sobre todo en los terrígenos ter­ciarios y pleistocénicos, impidiendo esto una evaluación efectiva de toda la columna sedimentaria, a nivel re­gional.

De las 2,197 muestras sólo algunas reflejan un contenido orgánico con­siderable, es decir, los valores de bi­túmenes libres ( Q , ) o potenciales (Q¿), superan las 2500 partes por mi­llón; el carbono orgánico ( C O ) es ma­yor de 0 . 5 % ; el índice de hidrógeno (IH) mayor de 150 y el índice de oxí­

geno ( I O ) no rebasa el valor de 1 5 0 , dándonos un total de 404 muestras, con cierto atractivo como generado­ras. Muchas de estas muestras obvia­mente, no son generadoras, sino que se encuentran fuertemente impregna­das con bitúmenes naturales o lodos de emulsión inversa que se reflejan tanto en Q] y Q¿, como en el I H con valores anormalmente altos, incluso aún después de extraídas cuando la impregnación es muy fuerte. Sin em­bargo, no todas las que contenían abundante Q j o fueron extraídas y reanalizadas, ni tampoco todas ellas fueron estudiadas por métodos ópti­cos, como hubiera sido conveniente, por lo que sin mayores argumentos no podemos descartarlas y debemos con­siderarlas, en principio, atractivas co­mo rocas generadoras, conscientes de las limitaciones de estos parámetros.

El Cuadro I ilustra las muestras que de acuerdo solamente a pirólisis y carbono orgánico, pueden catalo­garse como oleogeneradoras para ca­da pozo y para cada unidad—tiempo, sin tomar en cuenta su grado de evo­lución térmica ni las posibles impreg­naciones. Con tales criterios se pue­de considerar que existen rocas atrac­tivas prácticamente en toda la colum­na s e d i m e n t a r i a , pero m á s frecuentemente en el Titoniano (en 2 0 pozos) y Mioceno (en 11 pozos) segui­dos por el Oligoceno y Eoceno.

El Cuadro II incluye a las mues­tras que fueron analizadas tanto por

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C U A D R O I

INDICA L A C A N T I D A D D E M U E S T R A S Q U E D E A C U E R D O A L C O N T E N I D O D E C A R B O N O O R G A N I C O Y DATOS D E P I R Ó L I S I S , C U M P L E N

CON L O S R E Q U E R I M I E N T O S M Í N I M O S PARA S E R CONSIDERADAS C O M O P O T E N C I A L M E N T E G E N E R A D O R A S D E H I D R O C A R B U R O S

J U R Á S I C O o K T

C R E T A C I C O I M s

T E R C I A R I O E o M P - Q

A R R A S T R A D E R O 201 A. P A N T A N O lOlA A Z T L A N — 1 B O Q U I A P A — 1 0 1 C H O N T A L — 1 C H O P O — 1 0 1 C O B O — 3 0 1 C U C A Y O — 1 E N C I N O — 1 0 1 E N E B R O — 1 G A U C H O - 1 I R I D E — H O L. J O V I T A — 1 L U N A — 1 0 1 M E R C E D E S lOlA P A R A Í S O — 2 0 1 P I J I J E — l A P I J U L — 1 P L A T E R O — 1 A P. C E I B A — 1 y lOlA R O S A R I T O — 2 A T E C O M I N O A C A N 101, 2 0 1 , 301 T E P A T E — 1 0 1 T E P E Y I L — l A y 201 X I C A L A N G O — 1 0 1 A B K A T U N — 5 B A T A B — l A CAAN—1

C A N T A R E L L — 2 2 3 9 y 91

C H A C — 1 C H U C — 1 0 1 I X T O C — 1 8 K A Y — 1 K U — 4 8 7 , 407 y 405 K Ü C H E — 1 M U C U Y - I N O H O C H — 2 O C H —1 P ICH—1 P O L — 7 7 U E C H — I Y A A B K A N — 1 Y U M — 1 y 201 Z INIC—1

T O T A L :

6

29

12 7

11 10 3 4

104 18

3

31

2

20

6

12

63 37

13 16

3

10

4

81

16 10 4

11 4 3 6 4 5 2 4 5 6

13 9 9 8 7 8

13 2

18 3

18 2 2 4 1

7 13 8 1

15 24 14

1 5 6

13 9

36 11 15 29

404

13

BOL. ASOC. M É X . GEOL. P E T R .

pirólisis como ópticamente y que, ade­más de cumplir con los requisitos mí­nimos de pirólisis antes mencionados, también contienen más del 5 % de materia orgánica dispersa en el campo óptico del microscopio, es decir, in­volucra a las muestras que con mayor seguridad podemos catalogar como generadoras. Este cuadro indica que de las 404 muestras del Cuadro I pre­valecen sólo 76 como efectivamente generadoras y que pertenecen casi a toda la columna sedimentaria, pero que, igualmente, la mayoría se aglu­tina en el Mioceno y Titoniano, de donde se concluye que las principales unidades generadoras en esta área son el Titoniano y Mioceno, pero que también existen algunos horizontes atractivos en otras unidades que de­ben ser examinadas con estudios más detallados y sistemáticos.

El contenido de kerógeno disperso en el campo óptico casi en todas las muestras del Cuadro II rebasa el 1 5 % requerido como mínimo por diversos autores, por lo que ellas cumplen am­pliamente con todos los requisitos pa­ra ser catalogadas con seguridad co­mo generadoras, además de que la materia orgánica presente en ellas ha sido reportada como algácea, predo­minantemente.

En vista de que el Mioceno gene­rador se detectó en menos pozos que el Titoniano y de que, como se verá más adelante, en la mayoría de los casos aiin no alcanza condiciones de­

madurez, en lo sucesivo enfocaremos este trabajo a evaluar más detallada­mente a las rocas del Ti toniano, que tienen una distribución regional co­mo generadoras.

En el Plano 3 se representan las fa­cies del Ti toniano y sus porcentajes de carbono orgánico y mineral, exclu­sivamente de las muestras reanaliza­das después de haber sido sometidas a extracción, es decir, aquéllas cuyos valores se considera que no están afec­tados por impregnaciones naturales o por lodos de emulsión inversa. En este plano notamos que el contenido de carbono orgánico es mayor en las fa­cies que no han sufrido dolomitiza-ción, mientras que en las partes do-lomitizadas hay menos material orgá­nico y lógicamente se incrementa el porcentaje de carbono mineral. Lo anterior puede deberse a una mayor influencia de terrígenos (arcillosos) en la Sonda de Campeche que en el Area de Chiapas—Tabasco.

De ésto podríamos concluir que en el sur de nuestra área la sedimentación fue de carbonatos más puros que al no preservar materia orgánica, ni arcillas que inhibieran la dolomitización, fue­ron afectadas más facilmente por ésta, limitando su capacidad de generación". En cambio, fuera de esta zona restrin­gida de dolomitización, el Titoniano se erige en una magnifica roca generadora que dio origen, por lo menos a algu­nos de los grandes campos ya conoci­dos y a otros que quedan por localizar.

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C U A D R O I I

I N D I C A L A C A N T I D A D D E M U E S T R A S Q U E C U M P L E N C O N L O S R E Q U E R I M I E N T O S M Í N I M O S P A R A S E R C A T A L O G A D A S C O M O G E N E R A D O R A S , T A N T O P O R S U C O N T E N I D O D E K E R O G E N O O B S E R V A D O A L M I C R O S C O P I O , C O M O P O R E L P O R C E N T A J E

D E C A R B O N O O R G A N I C O Y S U S V A L O R E S D E P I R Ó L I S I S

POZO JURÁSICO O K T

CRETACICO I M S

TERCIARIO E O M P-Q,

TOTAL

A R R A S T R A ­

D E R O - 2 0 1

C O B O - 3 0 1

G A U C H O — 1

N A Z A R E T H - 1

P I J I J E - I A

P. C E I B A — 1

T E P A T E - 1 0 1

C A A N — 1

C H U C — 1 0 1

I X T O C - 1 8

K A Y - 1

K U (407 , 4 8 7 )

K U C H E - 1

N O H O C H — 2

P I C H - 1

Y A A B K A N - 1

Z I N I C - 1

T O T A L : 2 4

12

25

13 15 1

31 3

76

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03

BOL. ASOC. M É X . GEOL. P E T R .

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1 9 2 * 3 0 '

1 9 2 - 0 0 '

1 91" 3 0

1 ZO^OO"

LITOFACIES, CARBONO ORGÁNICO Y CARBONO

MINERAL DE LAS ROCAS DEL TITHONIANO.

L E Y E N D A

CALIZA ARCILLOSA CON SACCOCONIOOS r TÍNTINÍOOS.

I' V I MÍCRO Y MEJOOOLOMIA.

1.4 CARBONO 0R6ANIC0 (%l

10 ' - CARROÑO MmERAL (Cicolo U 1 o 12 %)

1.2

I9-30'

0.9« • 7

I 8 - 3 0 '

\er<x¡

Plano 3

16

VOL. X X X V I I , NUM. 1, 1985

Si la dolomitización se llevó a ca­bo en una etapa diagenètica tempra­na, la idea arriba expuesta es válida y por lo mismo el intervalo no sería generador de los aceites que aquí se explotan, a menos que el Titoniano en este caso, presentara intervalos in­tercalados no dolomitizados con ke­rógeno abundante y adecuado. De otra manera tendríamos que pensar en fuentes de generación de hidrocar­buros diferentes al Titoniano, tal vez en horizontes infrayacentes, o bien su­poner una migración lateral, aunque de poca envergadura, a partir del pro­pio Titoniano. Sin embargo, esto lo podremos aclarar sólo cuando conte­mos con la información geoquímica suficiente y conveniente.

M A D U R E Z D E LAS R O C A S G E N E R A D O R A S

Una vez definidos el Mioceno y el Titoniano como las unidades genera­doras más importantes, es necesario conocer su grado de alteración térmica para juzgar el papel que han jugado y que pueden desempeñar al evaluar el potencial petrolero de esta área, de la cual no existe un sólo dato de re-flectancia de vitrinita, que es actual­mente el instrumento más confiable para medir el grado de transforma­ción térmica sufrida por la materia or­gánica dispersa en las rocas. Para es­te trabajo contamos sólo con determi­naciones del índice de alteración tér­

mica ( l A T ) en algunos pozos. Con el fin de evaluar la confiabili-

dad del l A T se construyó la figura 1, donde las líneas continuas represen­tan la relación de profundidad contra l A T de las rocas del Mioceno y las punteadas corresponden al Titoniano. En esta gráfica observamos que el l A T de algunas muestras sufre varia­ciones tan fuertes que las sitúa en con­diciones que van de inmaduras a muy maduras o de maduras a severamen­te alteradas en unos cuantos metros de sepultamiento (v .gr . pozos Cárdenas — 2 0 1 ; Paredón — 3 0 1 ; Chuc—101; Ixtoc—18; Poi—77 y Ku—487) . Otras, en cambio, prácti­camente no sufren alteración alguna a pesar de haberse colectado a profun­didades que difieren en mil o más me­tros (por ejemplo: Laguna Jovita—1 y Xicalango—101). Aunque se pue­de apreciar que el Mioceno se mues­tra entre moderadamente inmaduro a moderadamente maduro, mientras que el Titoniano esta generalmente maduro y en ocasiones muy maduro. De cualquier manera, el rango tan amplio de este parámetro nos impide utilizarlo con precisión y sólo nos dá una idea general cualitativa del gra­do de alteración de la materia orgá­nica contenida en las rocas generado­ras. Desde luego que el l A T es la re­sultante de una serie de procesos geo­lógicos que han aliterado a la materia orgánica y por lo tanto puede variar de un pozo a otro, principalmente en

17

BOL. ASOC. М Е Х . GEOL. P E T R .

i r i l x l A . n W [ I H M A D U R A I M A D U R A M A D U R A MUY MADURA T^^^^

P r o f ( m ) O Z -

1 0 0 0 -

2 0 0 0 -

3 0 0 0

4 0 0 0

5 0 0 0 -

6 0 0 0 -

7 0 0 0

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—I

P O Z O S : I ] C A R D E N A S - 2 0 I 2 1 C O B O - S O I S I E D E N - I 4 ) E N C I N O - I O I

6) Q A U C H O - I

• 1 LABUNA J O V t T A - 1

7 ) M E R C E D E S - I O I A

8) P A R E D O N - 3 0 1

» ) P I J I J E - I A

IO» P R A O O S - I I I ) PUERTO С Е Ж А - I l O T E P E Y I L - I O r IJÌXIOALANeO-IOI

l4)A»>tA-njH-0

I 5 ) C H U C - I 0 I

Ж ) I X T O C - IB I 7 ) K A Y - I i e } K U - 4 0 7 19 К и - 4 в 7 C O ) K U C H E - l l l ) « C H - l SS) P O L - 7 7 2 3 ) Y U M - I

^® _®, _C2—

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0 .45 o.e 0.9 1.0 I.S 2.0 E q u i v a l e n c i a ! R o

Fig. 1. — Variación de IAT con respecto a la profundidad. Las líneas continuas correspon­den a muestras del Mioceno y los interrumpidos a muestras del Jurásico

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VOL. X X X V I I , NUM. 1, 1985

I9-30'U

I9-00'I-

GRADIENTES GEOTERMICOS ACTUALES EN » C / K M

•° L a \ l f

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• MLCNOUE

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Plano 4

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BOL. ASOC. М Е Х . GEOL. P E T R .

función del tiempo y la temperatura que la hayan afectado, por lo que no debemos esperar el mismo l A T de una misma unidad estratigráfica de una columna a otra, pero sí debemos esperar congruencia entre los datos obtenidos de un mismo pozo, por lo que, en nuestro caso, este parámetro resulta bastante subjetivo. Por otra parte, es válido correlacionar el l A T solamente cuando se conoce la natu­raleza de la partícula que sirvió para obtener el valor analítico y, en nues­tro caso, los valores corresponden a promedios de las diferentes partícu­las observadas al microscopio.

Para relacionar el papel desempe­ñado por la temperatura con el gra­do de alteración en nuestra área, se construyó el plano de gradientes geo­térmicos actuales (plano 4) en base a temperaturas de fondo medidas du­rante la obtención de registros geofí­sicos de pozos. En general, los gra­dientes no son altos y varían entre los 20 y los 28°C/km detectándose los va­lores más altos hacia la Cuenca de Macuspana en una franja suroeste— noreste que pudieran estar relaciona­dos a la Falla Frontera, cuya traza es paralela a esta zona de alto gradien­te, que tal vez se encuentre activa y esté erigiéndose en una fuente de al­to flujo térmico. En el Area Vernet— Triunfo se detectó otra zona de alto gradiente que pudiera también estar relacionada a un sistema de fallas ya que, de acuerdo a configuraciones magnéticas del basamento se puede

interpretar aquí una zona de fractu-ramiento. En estas dos franjas, las ro­cas generadoras del Ti toniano se en­cuentran a profundidades mayores de 6 ,000 m (ver plano 5 ) y por ende so­metidas a elevadas temperaturas, por lo que, probablemente, ya casi hayan agotado su potencial petrolero y po­damos esperar de sus rocas almace-nadoras encajonantes, sólo hidrocar­buros ligeros (probablemente conden-sados y gases).

Contrariamente a lo que ocurre en la Cuenca de Macuspana, en la Cuen­ca de Comalcalco, al occidente del área, el gradiente es mucho más bajo (entre 18 y 2 2 ° C / k m ) , por lo que a pesar de la gran profundidad a que se encuentra el Ti toniano generador, éste no alcanza temperaturas tan al­tas y podemos esperar que en esa zo­na se preserven productos líquidos.

Es sabido que la densidad de los acei tes gene ra lmen te d i sminuye (aumenta la gravedad API ) conforme se encuentren a mayor temperatura o profundidad en el subsuelo, como se muestra en la figura 2 de correla­ción ente la temperatura del horizonte almacenador contra la gravedad API de algunos aceites. Las temperaturas usadas en la gráfica no son las de ya­cimiento, ya que éstas son general­mente anormales por las altas presio­nes y no presentan buena correlación. Por ello utilizamos la temperatura cal­culada del yacimiento, de acuerdo al gradiente geotérmico previamente de­terminado en el plano 4 .

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VOL. X X X V I I , NUM. 1, 1985

93"45 zcrocl

9C30' 2 0 " 0 0 '

PROFUNDIDAD DE LA CIMA DEL TITHONIANO

19-30 1

• 9.4 PROFUNDIDAD A LtOUE ZA BARRENA ALCANZO • LA CIMA DEL TITHONIANO. ( K m )

o 4 ' PROFUNDIDAD DE LA CIMA DEL TITHONIANO EXTRAPOLADA DE ACUERDOALA COLUMNA PROBABLE. ( K . m l

19-00' V

CD-DCLCiRHCH

9 W

Plano 5

21

BOL. ASOC. M É X . GEOL. P E T R .

•

• • • A

o A

ACEJTES DEL TERCIARIO (POZOS TERRESTRES)

ACEITES DEL CRETACICO (POZOS TERRESTRES)

ACEITES DEL JURÁSICO (POZOS TERRESTRES)

ACEITES DEL CRETACICO ( P O Z O S MAR N05)

• • ti

•

ACEJTES DEL TERCIARIO (POZOS TERRESTRES)

ACEITES DEL CRETACICO (POZOS TERRESTRES)

ACEITES DEL JURÁSICO (POZOS TERRESTRES)

ACEITES DEL CRETACICO ( P O Z O S MAR N05)

* • •

A ACEITES DEL

(POZOS MAR

JURÁSICO

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130

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i r o 25 3 0 35

G R A D O S A P I

fiS- 2. — Relación de la temperatura del intervalo productor contra la gravedad API del aceite.

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VOL. X X X V I I , NUM. 1, 1985

En dicha figura notamos una ten­dencia general a aumentar la grave­dad API, con la temperatura, sobre todo en los aceites del Cretácico (o brechas en la Zona Marina) y del J u ­rásico. Sin embargo, la correlación no es muy buena, ya que hay fiaertes va­riaciones en las densidades a una mis­ma temperatura y viceversa. No obs­tante, esta gráfica nos permite dedu­cir, en general, que podemos esperar aceites de más de 25° API en las tram­pas con temperaturas mayores a los 100°C, y que las que no alcancen di­chas temperaturas contendrán aceites con menos de 25° API.

Lo arriba expresado parece fiancio-nar, excepto para los aceites que ya­cen en rocas del Terciario, los cuales no se rigen por alguna tendencia cla­ra, ya que se encuentran generalmen­te a bajas temperaturas, pero su gra­vedad API es particularmente alta y varía ampliamente. Esto nos indica que ellos podrían provenir de horizon­tes más profundos y calientes del sub­suelo y que precisamente por migra­ción vertical haya ocurrido la diferen­ciación de productos ligeros de gran movilidad que fueron a almacenarse en trampas terciarias, pero generados, tal vez, por rocas del Titoniano. A pe­sar de que el Mioceno es potencial-mente generador, en la figura 1 no­tamos que se encuentra aún en con­diciones de poca evolución térmica y todavía incapacitado para generar productos tan ligeros.

Es conveniente hacer un estudio de las localidades donde el Mioceno ya ha alcanzado la fase principal de ge­neración de hidrocarburos y determi­nar si los productos que se extraen del Terciario fueron generados por él o son migrados de horizontes más pro­fundos, y para definir si los aceites más pesados (15 a 25° API) fueron atacados por agentes oxidantes.

C O N S I D E R A C I O N E S G E N E R A L E S D E D U C I D A S A P A R T I R D E LAS G R Á F I C A S D E S E P U L T A M I E N T O E I T T

En virtud de que la información química y óptica obtenida directa­mente de las muestras no define con­venientemente la madurez de la co­lumna sedimentaria, es necesario re­currir a parámetros indirectos que permitan evaluar el área, tanto des­de el punto de vista de la alteración térmica actual de la materia orgáni­ca como de su evolución durante el tiempo geológico. Con tales fines se construyeron setenta gráficas de se­pultamiento de diversos pozos distri­buidos estratégicamente, en base a las cuales se calculó el índice tiempo— temperatura ( I T T ) para varios hori­zontes. De algunos de estos pozos con­tábamos con información geoquími­ca para su evaluación y correlación con los parámetros geológicos, pero de otros conocíamos sólo la columna cortada e inclusive, en algunos casos.

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BOL. ASOC. M É X . GEOL. P E T R .

U t i l i z á b a m o s la columna supuesta, da­do que el pozo estaba en perforación o se trataba de alguna localización.

Las limitaciones de espacio impi­den hacer una descripción individual de los resultados obtenidos con cada una de las gráficas de sepultamiento, por lo que sólo se presentan sus re­sultados finales en la Tabla I I , los cua­les están referidos al Titoniano por ser ésta la unidad generadora más im­portante. Para ilustrar la evolución del área se presentan tres gráficas de se­pultamiento (Figuras 3, 4 y 5) que permiten visualizar algunos momen­tos geológicos importantes, aunque se seleccionaron tres pozos que no pre­sentan complicaciones estructurales aparentes o erosiones importantes y cuyas columnas son típicas de su lo­calidad.

El análisis individual de las seten­ta gráficas mencionadas permitió dis­cernir algunos eventos geológicos co­munes a todas ellas que, por lo tan­to, pueden generalizarse para gran parte de nuestra área de estudio:

1. Se deducen 4 eventos principales de subsidencia y velocidad de se­dimentación: uno durante el Kim­meridgiano—Titoniano, otro del Cretácico al Paleoceno, uno más del Eoceno al Oligoceno y el más reciente del Mioceno al Plio-Pleistoceno. La velocidad de sedimentación del Kimmeridgiano—Titoniano no

es cuantificable con seguridad, ya que son pocos los pozos que han cortado completamente a estas dos unidades estratigráficas. Pe­ro de acuerdo a lo conocido, sa­bemos que la velocidad de sedi­mentación promedio de lodos cal­cáreos y calcáreo—arcillosos (com­pactados) fue superior a los 27m / M A , los cuales durante el T i to ­niano se acumularon principal­mente sobre una plataforma ex­terna de baja energía, donde pre­valecieron condiciones óptimas para la proliferación y posterior conservación de materia orgáni­ca marina (algácea, según repor­tes) que dio origen a las rocas ge­neradoras mas ricas conocidas en esta área. Durante el Cretácico y Paleoce­no la subsidencia disminuyó no­tablemente aunque predominó to­davía la sedimentación (4- lOm / M A ) de carbonatos de mar abier­to, a excepción de la parte sur-oc­cidental (área Cárdenas—Vil la-hermosa—Pichucalco—Chirimo­yo) donde parecen haber preva­lecido condiciones de mayor ener­gía. De acuerdo a nuestros datos geoquímicos la capacidad genera­dora del Cretácico y Padeoceno es mucho menor que la del Ti tonia­no. Es posible que la lenta sedi­mentación ocurrida durante el Cretácico—Paleoceno no haya da­do lugar a que la materia orgánica

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T A B L A I I

R E S U L T A D O D E L A S G R Á F I C A S D E S E P U L T A M I E N T O E I T T R E F E R I D O S A L A S R O C A S G E N E R A D O R A S D E L T I T O N I A N O

TITONIANO I.NICIO GENERACIÓN ESTADO EDAD GRAV. Api POZO ITT ITT PROF.(m) TEMP. TIEMPO DEL INTERV. CALCULADA

CIMA BASE BASE (°C) (M.A.) POZO PRODUCTOR POR ITT

1 - ABKATUN-5 32 44 4155 102 9 32°API K. SUP. 2 . - ACANUN-IOl 3 4 4500* — — PERE. — T.I 3 . - A L U X - 1 39 60 6100* 106 8 . LOC. — 37

4.— AMATITAN—1 9 15 3455 90 24 INVAD. — 20 5 . - APOMPO-1 41 48 5550 115 13 INVAD. — 36

6 , - ARRAS'lRADERO-201 109 218 6580 95 21 TERM. — 43 7 - ARROYO

PANTANO—lOlA 404 818 7100' 90 14 TERM. — 53

8 - AZTLAN-1 732 1000 5892 104 23 IM/AM — 56 9 , - BOQUIAPA-101 6 8 3420 102 2 INVAD. — 18

10 . - CACTUS-41 28 55 4780 90 . 27 35''API K. MED. — 11.— CANTARELL—91 7 11 2430 113 18 23''API J . KIM. — 12.— CAPARROSO—IB 109 150 5505 103 20 43°API J . KIM. — 13 . - CARDENAS-201 77 145 5852 83 18 41°API J . KIM. — 1 4 , - CARMENA-1 227 406 5525* 82 64 TERM. — 48 1 5 . - CEEH-1 2 3 3275* — — PERE. — T.I 1 6 . - CHAC-1 13 14 4180 107 4 20"API K. SUP. 25 17. - CHEM-1 57 78 5100' 104 13 PERE. — 37 1 8 . - CHIPILIN-1 100 123 6400* 92 14 PERE. — 41 1 9 . - CHIRIVITAL-2 68 75 4939 106 12 IMPROD. — 37 2 0 . - CHONTAL-1 500 857 6270* 102 25 PERE. — 53 2 1 . - CHOPO-101 147 194 6210* 103 15 PERE. — 43 2 2 . - CHUC-101 22 24 4098 109 6 31°API K. INF. — 2 3 . - CUATAJAPA-IOIA 112 113 6420 103 22 41 "API J . KIM. — 2 4 . - EDEN-1 150 160 5751 94 17 41 "API K. INF. — 2 5 . - ENEBRO-1 800 1200 6200 110 22 IM/AM — 57

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TABLA II

RESULTADO DE LAS GRÁFICAS DE SEPULTAMIENTO E ITT REFERIDOS A LAS ROCAS GENERADORAS DEL TITONIANO

(Continuación)

TITONIANO INICIO GENERACIÓN ESTADO EDAD GRAV. API POZO ITT ITT PROF,(m) TEMP, TIEMPO DEL INTERV, CALCULADA

CIMA BASE BASE (°C) (M,A,) POZO PRODUCTOR POR ITT

2 6 , - HUNTAZ-1 4 6 3500* LOC. T.I 27.-JACOME-1 104 185 6438 80 15 IMPROD. — 42 2 8 , - KÍ-101 42 52 5261 109 7 TERM. — 33 2 9 , - KINIL-1 70 86 6650* 108 12 IM/ORZ — 38 3 0 , - KlX-1 89 146 5300* 103 12 LOC. 41 3 1 , - KOKAY-1 7 9 4850* 122 1 PERE. — 22 3 2 , - KU-487 8 14 3972 106 4 23" API K, SUP, — 3 3 . - KUCHE-1 45 62 6400* 94 12 IMPROD. — 35 3 4 . - LISBOA-1 98 175 6150' 97 35 TERM. — 42 3 5 . - LUNA-1 171 270 5262 105 21 43''API J . KIM. — 3 6 . - MACUSPANA 838 1386 6575' 93 37 PERE. — 59 3 7 . - MANIK-101 2 4 4200* — — PERE. — T.L .38,- MARAÑON-301A 20 42 5925* 122 3 PERE. — 31 3 9 . - MARISMA-IC 97 113 6830* 101 10 IM/AM — 40 4 0 , - MECATE-1 44 69 5400* 86 31 PERE. — 36 4 1 . - MERCEDES-IOIA 200 496 6800 97 36 INVAD. — 48 4 2 , - MICO-1 54 65 6275* 114 4 PERE. — 36 4 3 . - MUCUY-1 68 101 5600 111 11 IM/AM — 38 4 4 . - NOHOCH-2 11 15 3500* — 22°API K. SUP. — 4 5 . - OCH-1 8 11 4975* 120 : IM/AM — 22 4 6 . - OCUAPAN-201 42 59 6348 104 7 IMPROD, — 35 4 7 . - PALANCARES-1 12 14 4732 87 14 TERM, — 25 4 8 . - PARAMO-1 2053 4362 8000* 81 42 TERM, — 65 4 9 . - PEK-I 35 49 5150* 90 14 PERE, — 33 5 0 , - PICH-1 35 65 4810 99 10 22''INC. K. SUP. 34

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TABLA II

RESULTADO DE LAS GRÁFICAS DE S E P U L T A M I E N T O E I T T REFERIDOS A LAS ROCAS GENERADORAS DEL TITONIANO

(Continuación)

K3

TITONIANO INICIO GENERACIÓN ESTADO EDAD GRAV. API POZO ITT ITT PROF.(in) TEMP. TIEMPO DEL INTERV. CALCULADA

CIMA BASE BASE ("C) (M.A.) POZO PRODUCTOR POR ITT

5 1 . - PlJIJE-lA 258 376 5929 108 25 TERM. 48 5 2 . - PIJUL-1 428 581 6050* 91 25 PERE. — 53 5 3 . - PLATERO-IA 253 370 6500* 107 17 TERM. 47 5 4 . - POL-77 22 30 4517 108 8 32"API I TITH. — 5 5 , - PUERTO CEIBA-IOIA 24 26 5495 133 3 37<'API J . KIM. 28 5 6 . - SEN-1 165 222 5950* 100 21 42"API K. SUP. — 5 7 . - SINAN-1 57 73 5460* 109 10 LOC. — 37 5 8 . - SITIO GRANDE-82 34 65 5000 87 37 33"API K. MED. — 5 9 . - TABAY-1 5 6 4300* — — LOC. — T.I 6 0 . - TECOMINOACAN-IOIA 60 65 5655 116 4 37°API J. KIM. — 61.— TEPEYIL-IA 130 203 6142 105 12 INC. — 43 6 2 , - TLAPALCO-1 163 449 6200' 102 24 PERF. — 45 6 3 . - TOPEN-IOl 56 95 5150 86 29 PERF. — 37 6 4 . - TRES PUEBLOS-IA 11 20 4230 87 6 28"API j . KIM. — 65 — XICALANGO-101 5 6 4765 — — IMPROD. — T.I 6 6 . - YAABKAN-1 75 106 6316 108 9 IM/ORZ — 39 6 7 . - YAGUAL-1 38 56 6150* 95 9 PERE. — 34 6 8 . - YUM-1 85 113 4760 104 17 IM(ORZ — 39 6 9 . - ZAZIL HA-1 7 8 4325* 102 1 20°API K. SUP. — 7 0 . - ZINIC-1 40 48 5143 109 9 IMPROD. — 33

32°API: PERF.: TERM.: IM/AM: LOG:.: INVAD. INC.: T.I.: TNC •

PROFUNDIDAD APROXIMADA DE ACUERDO A LA COLUMNA PROPUESTA POZO PRODUCTOR Y GRAVEDAD API EN PERFORACIÓN EN TERMINACIÓN IMPRODUCTIVO/ACCIDENTE; ORZ: OTRAS RAZONES LOCALIZACIÓN INVADIDO INCOSTEABLE TITONIANO INMADURO (ITT<7) T N P O S T E A R T F

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Fie. 5.— Gráfica de sepultamiento e ITT del pozo Pol—77.

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que se precipitaba hacia el fondo marino fuera protegida por sedi­mentos nuevos que le sobreyacie-ran, sino que al mantenerse en in­teracción con el agua de fondo fue atacada durante largo tiempo por los agentes oxidantes y la activi­dad bacteriana, lo que causó su destrucción. Por esta razón, ac­tualmente estas rocas están empo­brecidas en kerógeno, habiéndo­se detectado sólo algunas mues­tras con potencial generador, co­mo se v io en el Cuadro I. En las gráficas de sepultamiento se observa que las rocas genera­doras titonianas al término del Pa­leoceno, alcanzaron profundida­des generalmente menores de 1,000 m, y temperaturas que no rebasan los 6 0 ° C , siendo poco probable que se haya iniciado la generación de hidrocarburos an­tes de principiar el Eoceno.

3. Durante el Eoceno y Oligoceno nuestra afea resintió las condicio­nes de inestabilidad tectónica que activaron, hacia el sur, el levan­tamiento del Macizo de Chiapas, cuya denudación aunada a un aumento en la subsidencia de nuestra área, inhibió la sedimen­tación de carbonatos del Cretáci­co y Paleoceno, permitiendo en su lugar el depósito de fuertes espe­sores de terrígenos predominan­temente arcillosos. El rápido so­terramiento de estos potentes pa­

quetes de arcülas impidió la expul­sión de gran parte de sus fluidos intersticiales, los que a mayores profundidades producen presiones anormalmente altas en estos hori­zontes al buscar y no encontrar conductos de drenaje, lo que expli­ca la presencia de los intervalos so-brepresurizados que actualmente se conocen a nivel Eoceno y Oligoce­no en el sureste de México.

4. El Mioceno se caracteriza porque en este tiempo la actividad tectó­nica aumentó notablemente y, en función de cada localidad, tuvie­ron lugar afallamientos (norma­les e inversos), plegamientos, ero­siones o bien depósito de fuertes espesores de terrígenos arcillosos y arenosos, producto de la denu­dación del Macizo de Chiapas y en parte de los terrígenos tercia­rios que comenzaron a erosionar­se en el área que ahora conocemos como Sierra de Chiapas. No obstante la alta velocidad de sedimentación ocurrida durante el Mioceno que es de 45 m/MA en promedio, y que llega a alcanzar más de 240 m/MA en el Pozo Pá­ramo— 1, el paquete miocénico no presenta zonas peligrosas de sobrepresurización, debido a que los intervalos arenosos intercala­dos con las arcillas sirven como vías de escape para los fluidos in­tersticiales. Las curvas de sepultamiento y los

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índices tiempo—temperatura (ta­bla I I ) nos indican que las rocas del Titoniano iniciaron en el Mio­ceno la generación de hidrocarbu­ros ( Z I T T = 7) en la mayor par­te de nuestra área, es decir, cuan­do la roca madre en el subsuelo alcanzó temperaturas de entre 90 y 1 1 0 ° C , debido a la rápida ve­locidad de sedimentación duran­te el Mioceno . En la literatura geoquímica se considera estadísticamente el ini­cio de la generación del petróleo cuando la roca generadora alcan­za alrededor de 6 0 ° C , sin embar­go este límite de temperatura es un dato que puede no operar pa­ra una cuenca en particular, ya que, como sabemos, no sólo es la temperatura la que transforma a la materia orgánica, sino que se requiere de cierto tiempo para que ésta pueda madurar, varian­do este límite en función de la his­toria geológica de cada localidad. En virtud de la rápida subsiden­cia y sedimentación del Mioceno, el tiempo tuvo que ser compen­sado con mayor temperatura, por lo que en nuestra área se ingresa a la ventcina del petróleo bajo con­diciones críticas de 90 a 1 0 0 ° C , como ya mencionamos. De no ha­ber ocurrido esta gran sedimen­tación miocènica, y posteriormen­te la plio—pleistocenica, las rocas generadoras se habrían manteni­

do a bajas temperaturas y tal vez no existirían los grandes yaci­mientos que ahora conocemos.

5 . Durante el Plioceno y Pleistoceno la tectónica del afea siguió activa y continuó la formación de fosas pro­fundas. Fue tan rápida la sedimen­tación en este tiempo que en tan só­lo 5 millones de años se llegaron a acumular hasta más de 3 , 0 0 0 me­tros de sedimentos, aunque en ge­neral sólo rebasa los 1600 metros, dando un promedio de sedimenta­ción de 3 3 5 m / M A . La subsidencia—sedimentación du­rante el Mioceno y Plio—Pleis­toceno fiíe más drástica en las cuen­cas de Comalcalco y Macuspana, por lo que las rocas generadoras del Titoniano fueron llevadas a grein-des profundidades y propiciaron que los aceites generados durante el Mioceno evolucionaran a pro­ductos más ligeros, que los original­mente formados, sobre todo en Macuspana que, como vimos en el plano 4, tiene un gradiente geotér­mico mayor de 2 4 ° C / k m y a pro­fundidades de 6 ó 7 mil metros po­demos esperar temperaturas cerca­nas o superiores a los 2 0 0 ° C , con la consecuente presencia de gases y tal vez condensados. En cambio, hacia Comalcalco los bajos gradien­tes nos permiten pronosticar que los hidrocarburos aún se conservan líquidos bajo tales condiciones de soterramiento.

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Hacia el noreste, en la Sonda de Campeche encontramos que en algunos casos la generación se ini­cia durante el Plio—Pleistoceno, debido a que el paquete sedimen­tario es menor y que por esta cau­sa las rocas generadoras maduran más tardíamente, a pesar de que el gradiente no es muy bajo. El hecho de que el petróleo tipo ma­ya (campos Cantarell; Chac y Ku) sea pesado, se debe a la po­ca evolución térmica sufrida por la materia orgánica de la roca ge­neradora, a la juventud de este aceite (casi todo del Plio—Pleis­toceno) que no ha tenido tiempo de evolucionar dentro del yaci­miento y a que se conserva a ba­jas temperaturas en el subsuelo ( < 1 0 0 ° C ) .

EVALUACIÓN R E G I O N A L

La interpretación de los resultados a nivel de cada pozo, permite hacer una evaluación regional del compor­tamiento de diferentes parámetros pa­ra definir sus tendencias y, a partir de éstas, predecir su comportamiento en áreas aledañas no conocidas o a pro­fundidades mayores.

La sección I—r representa, ade­más de una correlación cronoestrati-gráfica, las isolíneas de 7, 15, 75, etc. de Z I T T alcanzado por la columna sedimentaria actual. Ella muestra cla­ramente una tendencia general de me­

nor madurez de la roca generadora del Titoniano hacia la Sonda de Cam­peche ( S I T T < 7 5 ) que hacia la parte continental, donde el Z I T T en la ma­yoría de los casos rebasa el límite de 75, es decir, ya superó la etapa de má­xima generación de hidrocarburos. Esto se debe en parte a que el espe­sor del paquete sedimentario de la Zo­na Marina es más reducido que el del Area Chiapas—Tabasco.

En la sección II—11' se nota el efec­to de los diferentes gradientes geotér­micos que son menores en el área Tecominoacan—Tepey il—C árdenas, que hacia los Pozos Aztlán y Enebro. A pesar de que las columnas sedimen­tarias son bastante parecidas, tanto en sus unidades cronoestratigráficas co­mo en espesores y profundidades, el Z I T T del Titoniano varía entre 15 y 160 al occidente, mientras que al oriente se encuentra en el rango de mil. En el alto de Boquiapa—Amati-tán la roca generadora está práctica­mente en el umbral de la ventana del aceite debido principalmente a la po­ca profundidad a que se encuentra el Titoniano y por ende a su menor tem­peratura.

Como sabemos, el índice tiempo— temperatura es una medida del resul­tado final de una serie de transforma­ciones que sufre la materia orgánica, tanto por efectos de la temperatura co­mo del tiempo transcurrido. Igu^ü-mente, la gravedad API es la resul­tante de esos mismos procesos, por

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Sección II—II. — Correlación estratigráfica con isolíneas de índice tiempo temperatura (IITT).

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B O L . ASOC. M É X . G E O L . P E T R .

lo que debe existir correlación entre los dos parámetros, cuando no hay in­tervención de fenómenos externos. En la sección I I — 1 1 ' se observa una mar­cada diferencia entre el X I T T y la gra­vedad A P I del aceite Tecominoacan de 3 7 ° A P I y los cercanos a Enebro , como el Sen y Caparroso, con 42 a 4 3 ° A P I . Es decir, se nota que a un mayor Z I T T de la roca generadora, corresponde una mayor gravedad API del aceite. Esto indicaría, además, que la migración no fue de gran enverga­dura sino más bien de carácter verti­cal, o subvertical, predominantemen­te, ya sea hacia arriba, a los almace­nes del Cretácico, o hacia abajo, a las trampas del Kimmeridgiano.

Las secciones I — I ' y I I — 1 1 ' , refle­j a n cierta relación entre el Z I T T de la roca generadora y la densidad de los aceites de esta zona, por lo que se elaboró la figura 6 semilogarítmica del Z I T T vs la gravedad A P I para con­firmar o rectificar tal posibilidad. Para su construcción se utilizaron los valo­res de Z I T T de la c ima y base del T i ­toniano generador y las gravedades API de los aceites de cuyos pozos con­tábamos con gráfica de historia de se-putamiento. Los valores corresponden a los de la T a b l a I I .

L a Figura 6 muestra a simple vis­ta una clara relación entre los dos pa­rámetros, distribuyéndose los datos en una franja estrecha. D e los 20 pozos estudiados sólo tres se encuentran fue­ra de dicha franja, es decir, el 8 5 %

cae dentro de ella, siendo su coeficien­te de correlación de 0 . 9 8 5 6 , o sea que existe una excelente interrelación, lo que nos permite hacer tres considera­ciones importantes: 1. El I T T en esta área tiene un alto

grado de confiabilidad y por lo tanto es utilizable en la predicción de la gravedad A P I del aceite que pueda localizarse en futuras per­foraciones y para definir el grado de evolución térmica de la mate­ria orgánica durante el t iempo geológico y su valor actual, aún en ausencia de análisis de labora­torio.

2 . L a migración del petróleo gene­rado por el T i ton iano ha sido principalmente vertical hacia arri­ba y/o hacia abajo hasta almace­nes del Cretácico y Kimmeridgia­no, principalmente, habiéndose desplazado sólo localmente, ya que de otra manera no existiría la excelente correlación que se ob­serva en la Figura 6.

3. L a generación del petróleo se ini­cia en esta área de estudio, cuan­do el Z I T T alcanza valores de 7 sin que requiera llegar a 15 ( W a ­ples, 1981) . L o anterior es muy importante para la aplicación de dicho parámetro en el sureste de M é x i c o . Esta aseveración se de­duce fácilmente por la posición en la Figura 6 de los Pozos Canta ­rell—91 ( l l ) , K u — 4 8 7 ( 3 2 ) , No-hoch—2 (44 ) y Zazil Ha—1 (69 ) ,

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1000 NOTA : LOS NUM EROS SE CORRESPONDEN CON EL NUMERO

DE POZO DE LA TABLA ZC

51 ITT

Fig. 6. — Relación semilogarítmica del índice tiempo—temperatura (ZITT) de la cima y base del titoniano vs la gravedad API de aceites del Jurásico y Cretácico.

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B O L . ASOC. M É X . GEOL. P E T R .

en los que la roca generadora del T i ­toniano no ha alcanzado el Z I T T de 1 5 establecido y, sin embargo, son im­portantes productores de aceite (ex­cepto el Zaz i l—Ha) , además de que no rompen con la tendencia general de la gráfica. El Z I T T = 7 tiene más correspondencia con el valor de 0 .50 a 0 .55 de la reflectancia de vitrinita ( R o ) que marca el umbral de la ven­tana del aceite, mientras que el valor R o de 0 .65 (Equivalente a Z I T T = 15) corresponde a condiciones más avanzadas dentro de la fase principal de generación del petróleo. Aunque podría pensarse en una migración la­teral de dichos aceites, o en una ge­neración a partir de las rocas más pro­fundas que sí hayan alcanzado o re­basado el Z I T T de 15, tal posibilidad se descarta porque los aceites tipo ma­ya no se posicionarían dentro de la franja establecida en la Figura 6, si­no que se situarían a la derecha de la misma. Ta l es el caso del aceite del Puerto C e i b a — l O l A que considera­mos migrado de horizontes más pro­fundos, ya que en esta estructura es­tá ausente por erosión gran parte del Cretácico y todo el Eoceno y Oligo­ceno y constituye una estructura bas­tante elevada en relación a estructu­ras periféricas. Es decir, es fácilmen­te explicable una migración subver­tical de poca distancia a partir del mismo Ti toniano en condiciones de mayor sepultamiento en la periferia de esta estructura.

La posición de los aceites al lado iz­quierdo de la franja delineada en la Figura 6, puede deberse a la degra­dación del aceite por oxidación bac­teriana, o bien, a que se trata de pro­ductos residuales no representativos del yacimiento original como supone­mos en el caso del Pozo P i c h - 1 , que resultó productor incosteable.

Los aceites recuperados en pruebas de producción de pozos que finalmen­te resultaron improductivos, como Enebro-1 , Aztlán-1, Mercedes - lOlA, Y u m - 1 , e tc . , se localizarían al mar­gen izquierdo de la franja menciona­da, es decir, se confirma lo arriba ex­puesto de que se trata en estos casos de productos degradados o residuales más pesados no representativos del ti­po de hidrocarburos que podríamos esperar de tales estructuras si conta­ran con acumulaciones comerciales.

En virtud que el índice de altera­ción térmica ( l A T ) resultó, en este ca­so, poco objetivo y fue determinado sólo en escasas localidades, fue impo­sible construir un plano de madurez con tal información. Po r lo anterior se elaboró el plano t iempo-tempera­tura ( Z I T T ) , calculado para la c ima del T i ton iano , a fin de visualizar re­gionalmente el grado de transforma­ción térmica, sufrido por la mater ia orgánica dispersa en esta unidad ge­neradora.

El plano 6, muestra que las áreas inmaduras ( Z I T T T < 7 ) se localizan hacia el oriente en dirección a la Plata­forma de Yucatán, debido a que la co-

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93'45' zo-odf "T" "T" "T"

GRADO DE ALTERACIÓN TERMICA ( S I T T ) ALCANZADO POR LA CIMA DEL TITHONIANO

L E Y E N D A

• í I T T , EXTRAPOLADO EN POZOS OUE NO CORTARON EL TITHONIANO.

O 2 I T T , CALCULADO PARA LA CIMA DEL TITHONIANO.

le-otí

Plano 6

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lumna sedimentaria se reduce hacia esa parte y el gradiente geotérmico también disminuye. Además el Jurásico Supe­rior se acuña, delimitándose una zona poco atractiva para la exploración pe­trolera, al igual que los altos de M a -nik—Acanun y Boquiapa-Amatidán, cuyo potencial es reducido. Práctica­mente todo el resto del área se encuen­tra dentro de la ventana del aceite ( 7 < Z I T T < 1 6 0 ) y coincide con gran parte de la superficie productora de las zonas Sureste y Marina y sólo en dos localidades se rebasa la fase principal de generación de petróleo (ZITT<160). U n a de ellas es la Cuenca de Macus­pana que conjuga altos gradientes geo­térmicos (plano 4) con grandes profun­didades de soterramiento del Titonia­no generador (plano 5) provocado por el enorme paquete sedimentario del Terciario que le sobreyace. Otra par­te sobremadura se encuentra al suroeste y su alto grado de evolución térmica se debe también a la profijndidad al­canzada por el Titoniano, a lo cual coadyuvó el depósito de potentes cuer­pos cretácicos y posteriormente de te­rrígenos terciarios. De estas dos lóltimas localidades debemos espes-ar aceites muy ligeros, condensados y gases, resul­tado de la transformación de los pro­ductos originales y del kerógeno muy evolucionado.

Hacia el occidente, en la Cuenca de Comalcalco, a pesar del sepultamien­to mayor de 6 ,000 metros, el gradien­te geotérmico es bajo, por lo que las

rocas generadoras del Titoniano se en­cuentran menos alteradas térmicamen­te, siendo esta área atractiva para la biisqueda, aún a tales profundidades, de productos líquidos en trampas del Jurásico Superior y Cretácico.

El plano 7 del tiempo (en mülones de años) transcurrido desde que la ba­se de las rocas del Ti toniano iniciaron la generación del petróleo, nos da una idea de la juventud de los aceites que aquí se explotan y permite interpretar su presencia o ausencia en las trampas, en fijnción de los eventos geológicos acaecidos en esta área. C o m o vemos, en la mayor parte del área la genera­ción del petróleo comenzó en el Mio­ceno (hace 25 a 5 millones de años), es decir, coincide en parte con los even­tos tectónicos de mayor envergadura que ocurren a principios del Mioceno y que provocan levantamientos o hun­dimientos, conjuntamente con afalla­mientos y plegamientos, que originan trcimpas, isócronamente al inicio de la generación. Esto nos induce a pensar que la posterior producción masiva de hidrocarburos ocurrió cuando las tram­pas ya estaban debidamente formadas y el área relativamente estabilizada, por lo que la migración y el entrampamien-to tienen lugar sin grandes pérdidas posteriores de hidrocarburos hacia la superficie.

En la Sonda de Campeche, produc­tora de aceite maya, la generación co­mienza a fines del M i o c e n o y duran­te el Pl io—Pleis toceno, o sea que al-

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T I E M P O T R A N S C U R R I D O D E S D E Q U E L A S R O C A S D E L T I T H O N I A N O I N G R E S A R O N

A L A V E N T A N A D E L P E T R O L E O . E N M I L L O N E S D E A R O S

L E Y E N D A ^ TIEMPO DE HABER INGRESADO EL TITHONIANO A LA VENTANA DEL PETRÓLEO (EN M.A.

O/V/ EL TITHOflIANO NO HA INGRESADO A LA VENTANA DEL PEITROLEO.

POZO OUE NO CORTO ROCAS DEL TITHONIANO PERO curo TIEMPO DE INGRESO SE CALCULO EN BASE A LA COLUMNA PROBABLE.

ÁREAS DONDE LAS ROCAS DEL TITHONIANO NO HAN INGRESADO A LA VENTANA DEL PETRÓLEO (INMADURAS)

19-30'

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Plano 7

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macena productos muy jóvenes que, por lo mismo, han tenido poco tiem­po para evolucionar a más ligeros y corresponden prácticamente a los pro­ductos originales con 2 0 ° a 2 2 ° A P I , además de que se conservan a tem­peraturas menores de 1 0 0 ° C (Figura 2 ) . En cambio, los aceites del área Chiapas—Tabasco, fueron originados con antelación, habiendo tenido tiem­po para evolucionar dentro del pro­pio yacimiento ayudados por las tem­peraturas relativamente altas de pre­servación (mayores de 1 0 0 ° C ) , lo que permitió una más rápida transforma­ción, que dio origen al aceite tipo ist­mo que actualmente se explota de es­ta localidad.

Las altas temperaturas, que supo­nemos prevalecieron durante el tiem­po geológico en la Cuenca de Macus­pana, aunadas a la gran velocidad de sepultamiento, permitió una rápida transformación de la materia orgáni­ca dispersa en las rocas generadoras del Ti toniano, por lo que la genera­ción se habría iniciado antes del Mio­ceno, dando pie a que actualmente el potencial generador del Titoniano esté casi agotado y los hidrocarburos pro­ducidos se hayan transformado a compuestos muy ligeros como con­densados y gases, por lo que conside­ramos que esta área es atractiva para la prospección de estos últimos pro­ductos primordialmente.

El resultado fmal de un pozo, des­de luego no es totalmente predecible.

ya que la presencia o ausencia de un yacimiento comercial está ligada, no sólo a la generación de compuestos hi-drocarburados, sino también a fenó­menos de migración, acumulación y dismigración que todavía no es posi­ble establecer. Pero, de existir acumu­laciones explotables comercialmente , podemos predecir con un alto grado de seguridad, que la gravedad A P I de los aceites se asemejará a la pronosti­cada en la configuración del plano 8. Este plano fue construido de acuerdo a la gravedad A P I de los aceites que se extraen del Cretácico y Jurás ico Su­perior, y complementado en base a pronósticos hechos a partir de las grá­ficas de sepultamiento y del Z I T T cal­culado para las rocas generadoras del Ti toniano en pozos productores, im­productivos, en perforación o aproba­dos para perforarse a futuro, em­pleando para éstos últimos las colum­nas probables.

Para predecir la gravedad A P I que esperamos encontrar en un pozo, par­timos de la columna propuesta con la que se construye la gráfica de sepul­tamiento y se calcula el I T T de las ro­cas madres, que en nuestro caso son las del Ti toniano. Posteriormente, los valores de Z I T T de la c ima y base de dicha unidad se sitúan en la intersec­ción con la l ínea media que aparece en la franja delimitada en la Figura 6 y extrapolamos el punto de corte hasta la coordenada de la gravedad A P I donde leemos su valor.

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Plano 8

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C o m o se vé los planos 8 y 6 de gra­vedades API y de Z I T T , respectiva­mente, tienen una gran similitud en­tre si, lo cual es congruente dado que ambos parámetros son la resultante fi­nal de la evolución alcanzada por la materia orgánica.

C O N C L U S I O N E S

Se confirmó al Ti toniano como ro­ca generadora y se determinó que su alto contenido orgánico es de distri­bución regional en el sureste de Mé­xico, catalogándose a esta unidad co­mo la más importante fuente de hi­drocarburos de esta localidad. Hac ia la Sonda de Campeche , el T i toniano contiene más carbono orgánico y me­nos carbono mineral que hacia el con­tinente, es decir, que el aporte lige­ramente mayor de terrígenos finos en el norte, propició mejores condiciones de preservación de la materia orgánica que se depositaba sobre una platafor­ma externa de baja energía. Sin em­bargo, en ambas partes esta unidad litica es generadora comercial de hi­drocarburos.

El grado de alteración térmica ( l A T ) del Ti ton iano , varía de 2 -i- a 3 -f de acuerdo a la localidad, por lo que, en general, se le considera " m a ­dura" a " m u y madura" pesar del ba­j o grado de confiabilidad de este pa­rámetro y el reducido número de da­tos en nuestra área de estudio.

El Mioceno, por su abundante con­tenido orgánico, se cataloga como ge­

nerador potencial de hidrocarburos de distribución regional. De acuerdo al l A T , la alteración del M i o c e n o fluc­túa entre "moderadamente m a d u r a " a "moderadamente i n m a d u r a " , por lo que su capacidad la habría desarro­llado sólo en áreas de fuerte sepulta­miento y/o altas temperaturas .

Existen rocas con potencial gene­rador, prácticamente en todas las uni­dades de la columna sedimentaria, pe­ro su distribución es restringida, por lo que su papel es de poca importan­cia económico—petrolera. Sin embar­go, conviene definir c laramente su distribución con estudios más deta­llados.

U n a franja de dirección S W — N E alineada a la Fal la Frontera presenta altos gradientes geotérmicos, por lo que suponemos se trata de una falla aún activa que irradia actualmente un alto flujo térmico. Hac ia el oeste, por el contrario, la C u e n c a de Comalca l ­co presenta bajos gradientes geotér­micos lo que la hace atractiva para la conservación de yacimientos de pro­ductos líquidos a grandes profun­didades.

Existe una tendencia general a ser mayor la gravedad A P I de los aceites extraídos del Cretácico y Jurás ico con­forme mayor es su sepultamiento, lo que no sucede con los hidrocarburos del Terciar io . Este fenómeno nos per­mite suponer que los pr imeros, prác­t icamente no han migrado, mientras que los del Terciario son migrados, ya

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que se trata de productos de muy bajo peso molecular, en relación a su gra­do de evolución térmica, su poca pro­fundidad y baja temperatura de yaci­miento. La relación de la temperatura de yacimiento contra la gravedad API, (Figura 2), nos induce a considerar que los aceites cretácicos y jurásicos que se localicen a temperaturas mayores de 100°C, tendrán más de 25° API y vi­ceversa, lo cual no es válido para acei­tes del Terciario.

En el área se reconocen cuatro even­tos principales de subsidencia y sedi­mentación. El primero durante el J u ­rásico Superior con una velocidad de sedimentación de 27m/MA, aproxima­damente; el segundo muy lento, duran­te el Cretácico y Paleoceno, con un de­pósito de 4 a lOm/MA; el tercero del Eoceno y Oligoceno, se incrementa a 37m/MA, aproximadamente y el de mayor importancia , superior a 200m/MA ocurre durante el Mioceno y Plio—Pleistoceno. La velocidad ade­cuada de sedimentación (30m/MA) ocurrida durante el Titoniano, auna­da a una gran productividad orgánica y a condiciones óptimas de preserva­ción de la misma, sobre una platafor­ma externa de aguas tranquilas, dan lugar a la creación de las rocas gene­radoras más prolíficas de nuestra área. La lenta sedimentación del Cretácico y Paleoceno (< ; iOm/MA) no da lugar a que en ese tiempo el Titoniano al­cance condiciones adecuadas de sepul­tamiento y temperatura para desarro­

llar su capacidad de generación y tam­poco permite que la materia orgánica depositada durante el Cretácico y Pa­leoceno se cubra rápidamente por se­dimentos minerales y orgánicos que impidan su destrucción en la zona de oxidación.

El incremento de la velocidad de se­dimentación de terrígenos predominan­temente arcillosos durante el Eoceno y Oligoceno, impide la expulsión del to­tal de sus fluidos intersticiales, dando lugar, fmaknente, a la formación de pa­quetes arcillosos sobrepresurizados de esta edad. La fuerte subsidencia y se­dimentación de terrígenos, ocurrida durante el Mioceno y Plio—Pleisto­ceno, provocan que las rocas del Tito­niano alcancen profundidades y tem­peraturas convenientes para iniciar la generación, alcanzar su máximo e in­cluso agotar, según la localidad, el po­tencial oleo generador de esta unidad, es decir, que los aceites que se extraen en esta área se originaron principal­mente durante el Mioceno, en menor proporción en el Plio—Pleistoceno y, sólo ocasionalmente, en el Oligoceno o antes.

Existe una excelente correlación entre los valores de Z I T T del Titonia­no y la gravedad API de los aceites, lo que comprueba la utilidad del mé­todo de Lopatin en esta área, además de que refleja que la migración de los hidrocarburos es de carácter local, subvertical, desde las rocas generado­ras del Titoniano hacia los almacenes

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del Cretácico y Kimmeridgiano. El Z I T T de 15, propuesto por Waples para considerar el inicio de la gene­ración, es muy alto en el caso de nues­tra área de estudio, donde determina­mos que es suficiente alcanzar un va­lor de 7 para que se inicie la genera­ción del petróleo.

Se considera que algunos yacimien­tos de aceite, gas o condensado alma­cenados en el Terc iar io son conse­cuencia de migración diferencial, a través de fallas y fracturas, a partir de rocas madres jurásicas situadas ver­ticalmente o sub—verticalmente aba­j o , ya que las rocas generadoras del Mioceno en la mayor parte del área están aún inmaduras o apenas al ini­cio de la fase principal de generación, y por lo tanto incapacitadas para ge­nerar productos tan ligeros. No se descarta la posibilidad de hidrocarbu­ros genéticamente relacionados a es­ta unidad en áreas de alto gradiente geotérmico y/o fuerte sepultamiento.

L a temperatura a la que se inicia la generación en esta área, varía ge­neralmente entre 90 y 1 0 0 ° C en vez de los 6 0 ° C , establecidos estadística­mente por diversos autores en otras cuencas del mundo. Esto se debe a que, por el brusco soterramiento ocu­r r ido d u r a n t e el M i o c e n o — Pleistoceno, la temperatura compen­só al tiempo requerido para la madu­ración de la materia orgánica.

Se estableció para esta área un mé­todo que permite determinar la gra­vedad A P I de los aceites comercial­mente explotables que pudieran loca­lizarse en almacenes del Cre tác ico o Ju rás i co Superior . S e construyó un plano de isogravedades que en térmi­nos generales delinea la densidad del petróleo a encontrarse en una cierta localidad.

El grado de alteración térmica al­canzado por las rocas generadoras del T i ton iano indica que, a pesar de las grandes profundidades a que se en­cuentra en esta área, todavía preva­lecen condiciones para la conservación de productos líquidos en rocas del Cretácico o J u r á s i c o , sobre todo ha­cia la C u e n c a de Comalca lco , y de condensados o gases en la C u e n c a de Macuspana .

L a presencia de aceites pesados (ti­po maya) en la Sonda de Campeche , se debe al bajo grado de evolución tér­mica alcanzado por la roca generado­ra, a la reciente generación de los mis­mos, que data en su mayor parte del Pl io—Pleis toceno, así como a las ba­j a s temperaturas de conservación, contrar iamente a los de tipo Is tmo que datan del Mioceno y cuyas condi­ciones térmicas de la roca generado­ra y almacenadora han sido y son más críticas, confieriéndoles un mayor grado de evolución térmica .

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