LAS ROCAS GENERADORAS DE M E X I C O *
RAUL GONZALEZ GARCIA
NOEL HOLGUIN GUIÑONES
Petróleos Mexicanos, Coordinación de Exploración
RESUMEN
Los estudios geoquímicos indican que el petróleo que se produce en México fia sido generado, principalmente, por lutitas
calcáreas y calizas arcillosas del Jurásico Superior, y en menor proporción por las rocas generadoras del Terciario y Cretácico.
En la Cuenca del Sureste, la más importante por su producción y reservas, el petróleo fue generado por las calizas arcillosas
del Tithoniano, mientras que en Tampico-Misantla, segunda en importancia, el petróleo del Mesozoico y Terciario proviene
de las formaciones Tamán y Pimienta del Kimmeridgiano y Tithoniano, respectivamente. En ambos casos, el kerógeno es predominantemente del tipo II.
No se tienen indicios definitivos sobre el origen del gas y condensado que producen el Paleoceno, Eoceno y Oligoceno en
la Cuenca de Burgos, pero por sus características geológicas se deduce que provienen de las mismas lutitas terciarias encajonantes,
ya que el Jurásico Superior se encuentra a grandes profundidades y no se concibe una migración vertical a través de los potentes
espesores arcillosos sobreyacientes. Igual consideración se hace para el gas terciario de la Cuenca de Veracruz, genéticamente
relacionado con las lutitas del Mioceno, ricas en kerógeno tipo III.
En la provincia gasífera de Sabinas, la generación se adjudica a las lutitas del Kimmeridgiano—Tithoniano con kerógeno tipo II, actualmente sobremaduro.
Finalmente, en la Sierra de Chiapas, nueva provincia petrolífera de México, productora de aceite y condensado en una
secuencia calcáreo—evaporítica del Cretácico, las rocas generadoras probablemente corresponden a delgados horizontes arcillosos
intercalado': en las mismas facies lagunares.
ABSTRACT
Geochemical studies indicate that the oil and gas of Mexico was generated mostly by Upper Jurassic calcareous shales
and sfialy limestones, and to a lesser degree by Tertiary and Cretaceous source rocks.
Petroleum in the Sureste Basin, the most significant for its production and reserves, was generated by the Tithonian shaly
limestones, while the Mesozoic and Tertiary oils in the Tampico-Misantla Basin, second in importance, come from the Taman and Pimienta formations of Kimmeridgian and Tithonian age, respectively. In both cases, kerogen is predominantly of type II.
There are not definite evidences about the origin of the gas and condensate produced in the Burgos Basin from Paleogene,
however its geological setting allows to deduce that they come from the same enclosing Tertiary shales, since the Upper Jurassic
IS found at great depth and a migration through the thick everlaying shale section is not conceived. The same consideration can
be applied to the Tertiary gas in Veracruz Basin, which is genetically related to Miocene shales, rich in type III kerogen.
In the gas bearing Sabinas province, generation is ascribed to the Kimmeridgian—Tithonian shales with presently overmature type II kerogen.
Finally, in a new petroleum province of Mexico named Sierra de Chiapas, which produces oil and condensate from a
cretaceous carbonate and evaporite section, the source rocks probably are thin shaly beds present within the same lagoonal fades.
*
Presentado en el XIII Congreso Mundial del Petróleo, efectuado en 1991, Buenos Aires Argentina.
Resumen publicado en la revista Oil & Gas Journal, junio de 1992.
BOL. AMGP, Artículo reeditado del VOL. XLII, NUM. 1, 1992, pp. 16-30
LAS ROCAS GENERADORAS
17
DE MEXICO
INTRODUCCIÓN
CUENCA DE BURGOS
Petróleos Mexicanos (Pemex), en los últimos seis
años ha desarrollado un programa sistemático de
maestreo de pozos y afloramientos para detectar, con
fundamentos geoquímicos, a las rocas generadoras de
las cuencas sedimentarias de México. Esto ha generado un banco de información básica de geoquímica
de más de diez mil análisis de pirólisis y carbono orgánico en cuencas productoras y una cantidad semejante en áreas no productoras.
Con tal información, aún insuficiente, se han definido las rocas generadoras, cuya distribución es amplia y cuyo espesor es suficientemente grande para ser
detectado con cierta facilidad. Sin embargo, todavía no
se tiene un control estricto de su riqueza orgánica y condiciones térmicas y menos aún se conoce su participación cuantitativa en la formación de los yacimientos de
México. En algunas cuencas, las correlaciones geoquímicas han permitido establecer su origen, pero falta confirmar el de otros hidrocarburos, principalmente gaseosos y condensados alojados en rocas terciarias. Por tal
motivo, este artículo da un panorama general de las
características de algunas unidades generadoras de importancia regional, pero no se enfoca a rocas generadoras de distribución y espesores restringidos.
El territorio mexicano está cubierto por gruesas secuencias sedimentarias en un 7 5 % de su superficie;
sin embargo, la producción mayoritaria de petróleo
y gas se restringe a las cuencas de la Planicie Costera
del Golfo de México (Fig. 1), con excepción de los
yacimientos de gas de la Cuenca de Sabinas y de los
recientemente descubiertos yacimientos de aceite y
condensado de la Sierra de Chiapas. También se conoce la presencia de gas y condensado en el Golfo de
California, pero aún no se explota ni se conoce el volumen de reservas de este yacimiento.
L a Cuenca de Burgos, productora de gas y condensado en arenas del Paleoceno, Eoceno, Oligoceno y Mioceno, contiene hidrocarburos que equivalen al 2 . 5 % de los 6 6 , 4 5 0 millones de barriles de las
reservas probadas de México (Pemex, 1990), siendo
su producción acumulada, desde que se inició su explotación en 1943 hasta fines de 1990, de 5.3 x 10^
m3 (33.7 X 106 bis) de líquidos y 143 x lO^ m^ (5,040.3
x 10^ pies-') de gas (Figs. 2 y 3 ) .
De acuerdo a la edad de los almacenes, en esta cuenca se diferencian cinco franjas de dirección norte—sur,
correspondientes al Jurásico-Cretácico, Paleoceno,
Eoceno, Oligoceno y Mioceno, siendo la más importante la del Oligoceno, por su volumen de producción.
Los hidrocarburos provienen, principalmente, de
arenas terciarias (Fig. 4) encajonadas por potentes paquetes de arcillas, algunas de las cuales contienen cantidades importantes de carbono orgánico. Los yacimientos del Mesozoico son poco significativos, aun
cuando las rocas del Jurásico Superior y Cretácico Superior presentan características de generadoras.
Jurásico Superior
El Mesozoico se ha alcanzado solamente en los bordes occidental y sur de esta cuenca. Los estudios geoquímicos indican que en las calizas arcillosas y lutitas calcáreas del Jurásico Superior (Formación Pimienta) predominan cantidades de carbono orgánico superiores al 1 % , a la vez que cdgunas muestras,
pese a su madurez, alcanzan a generar más de 5 miligramos de hidrocarburos por gramo de roca (Fig.
5). Los carbonantos y arcillas de esta edad fueron depositados sobre un mar abierto, extenso, con aguas
tranquilas, que propiciaron las condiciones anóxicas
para la conservación de la materia orgánica marina
que aún contiene (tipo I I ) .
Cretácico Superior
Fig. 1.— Principales cuencas sedimentarias de interés petrolero en México (Tomada de González y Holguín, 1991).
Dentro de la secuencia del Cretácico, las formaciones Eagle Ford y Agua Nueva (Turoniano), San
Felipe (Coniaciano—Santoniano) y Méndez (Campaniano—Maastrichtiano) presentan un comportamiento geoquímico semejante en cuanto a su contenido de
carbono orgánico, superior a 1% y valores considerables de Sg (hidrocarburos potenciales) en una buena proporción de las muestras (Fig. 5), lo que permite
RAUL GONZALEZ
18
catalogarlas corno rocas generadoras. Estas rocas consisten de calizas arcillosas y arcillas calcáreas depositadas sobre una plataforma abierta y extensa, durante
las últimas etapas de la transgresión regional que cubrió gran parte del actual territorio mexicano.
Y NOEL HOLGUIN
QUIÑONES
la Formación V i c k s b u r g del Oligoceno Inferior, cu­
ya parte arcillosa sí detenta ligero potencial genera­
dor ( S 2 ) en algunas de las muestras, debido a la pro­
bable presencia de cantidades subordinadas de keró­
geno tipo I I .
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Fig. 2.— Producción y reservas de petróleo de las cuencas de Burgos, Tampico-Misantla,
González y Holguín,
1991).
Veracruz, y Sureste (Tomada de
Terciario
Conclusiones sobre la Cuenca de Burgos
Entre las arcillas y arenas del Paleoceno y Eoceno, se encuentran valores de carbono orgánico superiores a 1 % en las formaciones Midway del Paleoceno y Recklaw y Cook Montain del Eoceno. E n el marco de una regresión general terciaria que rompe con
la sedimentación de carbonates mesozoicos, se inicia
una fuerte subsidencia y sedimentación de terrígenos
finos y arenosos acompañados de materia orgánica
continental (tipos I I I y I V ) en condiciones marinas
a mixtas, cuyo potencial generador es irrelevante (Fig.
5). No obstante, las facies arenosas de estas formaciones producen gas y condensado, al igual que las de
L a C u e n c a de Burgos inicia su formación con la
transgresión regional provocada por la apertura del
Golfo de M é x i c o ; sin embargo, su m á x i m a sedimentación la alcanza durante la regresión del T e r c i a r i o ,
que estuvo acompañada por fallamientos tensionales
que provocaron una fuerte subsidencia conjugada a
un gran depósito de terrígenos arcillo—arenosos que
más tarde produjeron un sistema de generación de
hidrocarburos.
L a presencia de gas y condensado en las lentes y
capas arenosas encajonadas por potentes cuerpos de
arcillas hacen suponer que la generación fue producto
LAS
ROCAS GENERADORAS
de las propias arcillas que, no obstante su limitado
potencial, fueron capaces de generar y expulsar can­
tidades también limitadas de hidrocarburos. El fallamiento originalmente normal y posteriormente de cre­
cimiento fue tan intenso durante todo el Terciario,
que provocó el depósito de terrígenos, cuyo espesor
se calcula superior a 8,000 metros en el centro de la
cuenca, lo que implica una excesiva transformación
térmica para las rocas mesozoicas y aún para las del
Terciario, a causa de un gradiente geotérmico relati­
vamente alto que en general supera los 2 6 ° C / k m .
DE MEXICO
19
(6604 X 10^ pies-') de gas (Figs. 2 y 3). En ella se con­
servan el 3 0 % de las reservas nacionales.
La producción en el Paleocanal de Chicontepec pro­
viene de terrígenos arenosos de edad terciaria. En la
Faja de Oro, producen las calizas arrecifales y periarrecifales del Cretácico (Fig. 6) y en la cuenca, las
facies calcareníticas y terrígenas del Jurásico Supe­
rior, además de las calizas fracturadas del Cretácico
Inferior.
Los estudios geoquímicos indican que las rocas ge­
neradoras más importantes son las del Jurásico SupePRODUCCIÓN
DE
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Fig. 3.— Producción y reservas de gas de las cuencas de Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla,
da de González y Holguín, 1991).
CUENCA TAMPICO-MISANTLA
En la Cuenca T a m p i c o - M i s a n d a se diferencian
tres provincias productoras de aceite: la cuenca, pro­
piamente dicha, la Faja de Oro y el Paleocanal de Chi­
contepec. Su producción acumulada desde principios
de siglo, cuando se inició su explotación, es de 814
X 10^ m3 ( 5 1 1 9 X 106 bis) de crudo y 187 x 10« m^
Veracruz, y Sureste (Toma­
rior y, en segundo término, las del Aptiano y Turo­
niano.
Jurásico Superior
El contenido de carbono orgánico es superior al 1 %
en el 5 7 % de las 309 muestras analizadas de las for­
maciones Santiago, Tamán y Pimienta, del Oxfordia-
RAUL GONZALEZ
20
no, Kimmeridgiano y Tithoniano, respectivamente
(Fig. 7). El 4 0 % de ellas presenta un potencial de generación ( S j ) superior a 2.5 mg/g. L a Formación
Santiago del Oxfordiano es una unidad con fuerte potencial, debido a que para aquel entonces la aún incipiente transgresión marina cubría sólo algunos restringidos depocentros en los que se acumulaban carbonates y arcillas bajo aguas someras de muy baja
energía, propicias para la preservación de materia orgánica de buena calidad (I y I I ) , pero con aportaciones de materia orgánica continental ( I I I ) , por la cercanía de amplias áreas positivas circundantes.
Durante el Kimmeridgiano, la transgresión cubrió
casi toda el área T a m p i c o - M i s a n d a , continuando la
sedimentación de lodos calcáreo—arcillosos (Formación T a m á n ) , adecuados para la conservación de materia orgánica, pero distribuidos solamente en el 50 %
de la cuenca. Esta secuencia conserva aún cantidades importantes de carbono orgánico e hidrocarburos potenciales ( S j ) .
Y NOEL HOLGUIN
QUIÑONES
( S 2 ) superior a 2.5 mg/g, en el 4 5 % de las 120 muestras analizadas ( F i g . 7 ) .
Cretácico Inferior
El Horizonte Otates del Aptiano Superior está constituido por calizas arcillosas gris obscuro, laminares,
que denotan un ambiente de cuenca de baja energía.
De diez muestras analizadas, cuatro presentan valores superiores al 2 % de carbono orgánico y más de
10 mg de hidrocarburos por gramo de roca, lo que las
califica como rocas con un fuerte potencial generador.
Sin embargo, su espesor promedio inferior a diez metros le resta importancia económico petrolera, además
de su inmadurez en la mayor parte de la cuenca.
Cretácico Superior
Del Cretácico Superior, la F o r m a c i ó n Agua Nueva ( T u r o n i a n o ) mostró valores de carbono orgánico
superiores al 1 % en 11 de las 41 muestras analizadas,
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DEL PETRÓLEO
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ARENISCAS
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MODIFICADA DE
GONZALEZ
ECHANOVE,
,1976
1988
Fig. 4.- Sección transversal esquemática y condiciones de madurez de la Cuenca de Burgos (Tomada de González y Holguín, 1991).
Fue hasta el Tithoniano cuando la cuenca quedó
completamente cubierta, con el predominio de ambientes tranquilos de mar abierto, en los cuales se depositaron carbonates y arcillas con materia orgánica
marina (tipo I I ) que dieron origen a la Formación Pimienta, la cual presenta, actualmente, un potencial
aunque sólo 6 superan los 2 . 5 mg/g de S 2 . Los estudios ópticos indican que contiene predominantemente
kerógeno tipo I I . T o d o esto, permite definir a esta
formación, aún inmadura, como potencialmente generadora de regular importancia, en la m a y o r parte
de la C u e n c a T a m p i c o - M i s a n t l a .
LAS ROCAS GENERADORAS
21
DE MEXICO
CUENCA DE BUR
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JURÁSICO SUR
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Fig. 5.— Características estratigráficas y geoquímicas regionales de la Cuenca de Burgos (Tomada de González y
1991).
Conclusiones sobre la Cuenca Tampico-Misantla
Las mejores rocas generadoras corresponden a las
calizas arcillosas y lutitas calcáreas del Jurásico Su­
perior, las cuales se encuentran generalmente madu­
ras. Estudios indirectos indican que la generación se
inició a partir del Eoceno y Oligoceno en las áreas
más profundas y/o calientes, mientras que en la ma­
yor parte de la cuenca, la generación masiva ocurre
durante el Mioceno, a pesar de lo corto de la pila se­
dimentaria (2 a 3 km), a causa del gradiente geotér­
mico relativamente alto que oscila entre los 25 y
3 0 ° C / k m en la mayor parte de la cuenca.
Diversas correlaciones roca—aceite concuerdan en
que las rocas que dieron origen a los aceites de esta
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Holguín,
cuenca corresponden, principalmente, alas formacio­
nes T a m á n y Pimienta del Kimmeridgiano y Titho­
niano. Aun cuando es importante la capacidad gene­
radora de la Formación Santiago del Oxfordiano, su
distribución restringida permite considerar que estas
rocas aportaron sólo cantidades limitadas de los hi­
drocarburos almacenados.
CUENCA DE VERACRUZ
La Cuenca de Veracruz ha producido, desde su
descubrimiento en 1953, alrededor de 11.4 x 10'' m''
(71.5 X lO^ bis) de crudo, el cual se extrae, principal­
mente, de calizas del A l b i a n o - C e n o m a n i a n o (For-
22
RAUL GONZALEZ
Jurásico
mación Orizaba) y del C a m p a n i a n o - M a a s t r i c h t i a n o
(formaciones M é n d e z y San Felipe). Por otra parte,
las lentes arenosas del M i o c e n o han producido 12 x
lO'' m^ ( 4 2 7 . 9 x 10^ pies'*) de gas. Las reservas probadas de esta cuenca corresponden al 0 . 5 % de las reservas totales de M é x i c o (Figs. 2 y 3 ) .
Km
^ 3
QUIÑONES
Superior
El J u r á s i c o S u p e r i o r ha sido alcanzado sólo en los
extremos m e n o s profundos de la P l a t a f o r m a de C ó r doba. Los estudios de pirólisis y ópticos presentan algunas muestras con concentraciones de c a r b o n o or-
F m AGUA N U E V A
Fm O T A T E S
Y NOEL HOLGUIN
(TURONIANO!
(APTIANO)
Fm
PIMIENTA
Fm
TAMAN
Fm
SANTIAGO
Fig. 6.— Sección transversal esquemática y condiciones de madurez de la Cuenca Tampico-Misantla
y Holguín,
1991).
En esta cuenca se diferencian dos elementos geológicos conocidos como C u e n c a T e r c i a r i a de V e r a c r u z ,
al oriente, y Plataforma de Córdoba, al occidente (Fig.
8). En la Plataforma de Córdoba, los carbonates del
Mesozoico fueron fuertemente plegados, fallados inversamente y erosionados durante el Eoceno M e d i o ,
por lo que la poco potente sedimentación terrigena
post-eocénica descansa en discordancia angular sobre
el Mesozoico. En la C u e n c a de V e r a c r u z , la tectónica
es más tranquila y el espesor del Mesozoico es menor,
mientras que la cubierta de terrígenos terciarios se incrementa fuertemente hasta 8 ó 9 km.
El conocimiento geoquímico actual de esta cuenca
no permite saber con seguridad el origen de los aceites de los yacimientos del C r e t á c i c o ni de los gases
que se obtienen del M i o c e n o , pero las rocas que presentan mayor contenido orgánico se han detectado a
nivel J u r á s i c o Superior, T u r o n i a n o y M i o c e n o Inferior y M e d i o .
(TITHONIANO)
(KIMMERIDGIANO)
(OXFORDIANO)
(Tomada de González
gánico e hidrocarburos potenciales ( S j ) de 2 % y
5 mg/g, respectivamente ( F i g . 9 ) , que dan una ligera
idea del potencial generador de estas rocas, cuyo kerógeno es p r e d o m i n a n t e m e n t e del tipo I I , con fuertes aportes de material reciclado ( I V ) por la influencia de continentes cercanos.
Cretácico Superior
De las calizas arcillosas obscuras de plataforma externa del T u r o n i a n o ( F o r m a c i ó n M a l t r a t a ) , la mitad
de sus muestras rebasa el 1 % de c a r b o n o orgánico
y más de la tercera parte generó más de 5 mg de hidrocarburos por gramo de roca ( S j ) , lo que indica su
potencial generador. Sin embargo, en casi toda la Plataforma de C ó r d o b a , la F o r m a c i ó n M a l t r a t a se encuentra inmadura, por lo que es poco factible que haya
contribuido de m a n e r a importante en la generación
de los hidrocarburos que se extraen del C r e t á c i c o . El
LAS
ROCAS GENERADORAS
kerógeno, predominante en esta unidad, es del tipo
II, con mezclas importantes del tipo I V . Hacia el
oriente, los pozos no la han cortado, pero se le consi­
dera sobremadura.
23
DE MEXICO
forma de Córdoba, estas rocas se encuentran inma­
duras, pero hacia el oriente, en la Cuenca Terciaria
de Veracruz, se encuentran en condiciones metagenéticas (Fig. 8). La materia orgánica predominante
es de los tipos II y I I I .
Oligoceno
Mioceno Inferior y Medio
Las rocas del Oligoceno consisten de lutitas mari­
nas gris obscuro, intercaladas con areniscas. Presen­
tan valores altos de carbono orgánico, en su mayoría
superiores al 1 % , que en muchas ocasiones sobrepa­
san el 2 % (Fig. 9 ) . M á s de la tercera parte de las 133
muestras pirolizadas superan los 5 mg/g de S j , lo que
da idea de su buen potencial generador. En la Plata­
CUENCA
EDAD
La información geoquímica del Mioceno indica que
las formaciones La Laja, Depósito y Encanto, de di­
cha edad, contienen cantidades importantes de car­
bono orgánico que promedian arriba del 5 % , exis­
tiendo valores de hasta 1 2 % . Estas formaciones es­
tán constituidas por lutitas gris y gris verdoso, cuyo
TAMPICO-MISANTLA
PROF.
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Km
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Fig. 7.— Características estratigráficas y geoquímicas regionales de la Cuenca Tampico-Misantla (Tomada de González
y Holguín, 1991).
24
RAUL
GONZALEZ
espesor supera los 1,200 m. Es la unidad con valores
más altos de carbono orgánico que se conoce en M é xico; sin embargo, su tipo de materia orgánica es de
un kerógeno continental ( I I I ) e inerte ( I V ) , indicando por pirólisis que produce cantidades poco significativas de hidrocarburos gaseosos ( F i g . 9 ) .
Y NOEL
HOLGUIN
QUIÑONES
do establecido. Existe la posibilidad de que estos hidrocarburos hayan sido generados in situ por las rocas encajonantes, dado su c a r á c t e r generador de gas,
pero no se descarta que provengan de rocas más antiguas y que por migración vertical se h a y a n alojado
en las areniscas del M i o c e n o .
LATAFORMA DE CORDOBA H - CUENCA DE VERACRUZ
N I V E L
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PETRÓLEO
Fig. 8.— Sección transversal esquemática y condiciones de madurez de la Cuenca de Veracruz (Tomada de Gonzálezy Holguín,
1991).
Conclusiones sobre la Cuenca de Veracruz
Las grandes profijndidades en las que yacen las rocas del J u r á s i c o Superior han impedido definir con
claridad su potencial generador aunque considerando su importancia regional en el Golfo de M é x i c o ,
es probable que los hidrocarburos que se extraen del
Mesozoico de esta cuenca tengan relación genética con
dichas rocas.
De acuerdo a cálculos indirectos de evolución térmica, las rocas del Jurásico Suf>erior habrían ingresado a
la ventana del petróleo durante el Paleoceno en la Plataforma de Córdoba y actualmente, se encontraríím al inicio de la metagenesis. Hacia el defxx:entro de la Cuenca
de Veracruz, se considera que las condiciones de evolución térmica han sido severas para esta unidad.
Las secuencias arcillosas del M i o c e n o Inferior y
Medio presentan intercalaciones de areniscas que producen gas y algo de condensado, cuyo origen no ha si-
Los gradientes geotérmicos están c l a r a m e n t e relacionados a la litologia y espesores de la c o l u m n a sedimentaria, de tal m a n e r a que hacia el centro de la
C u e n c a de V e r a c r u z , donde p r e d o m i n a n terrígenos
terciarios, los gradientes varían de 2 0 a 2 4 ° C / k m ,
mientras que hacia la Plataforma de C ó r d o b a , el desarrollo de carbonates y evaporitas provoca gradientes de 16 a 2 0 ° C / k m .
CUENCA DEL SURESTE
Bajo el n o m b r e de C u e n c a del Sureste se incluye
a las provincias terrestres m e j o r conocidas como
Chiapas—Tabasco, S a l i n a del Istmo y M a c u s p a n a ,
además de la parte m a r i n a c o n o c i d a c o m o S o n d a de
Campeche.
L a C u e n c a del Sureste constituye el área petrolera
más importante de M é x i c o con u n a extracción dia-
LAS ROCAS GENERADORAS
CUENCA
DE
MIOCENO
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C. VERACRUZ
P. CORDOBA
Fig. 9.- Características estratigráficas y geoquímicas regionales de la Cuenca de Veracruz (Tomada de Gonzálezy Holguín,
1991).
ria de 2'414,379 de barriles, que constituyen el 9 6 % de
la producción diaria promedio de México. Esta cuenca
contiene el 6 7 % de los 10,565 x 10^ m^ (66,450 millo­
nes de bíirriles, 1989) de reservas probadas nacionales.
Su producción acumulada asciende a 1,934 x 10^ m^
(12,164.5 x 10^ bis) de crudo y a 543 x 10^ m^ (19,169
x 10^ pies^) de gas (Figs. 2 y 3 ) . Aun cuando de esta
cuenca se han explotado los yacimientos del Tercia­
rio desde principios de siglo, la producción acumula­
da se debe, principalmente, a la explotación de los
campos de C h i a p a s - T a b a s c o , descubiertos en 1972
y de la Sonda de Campeche, en 1976.
La evaluación de 5,981 muestras analizadas por pi­
rólisis y algunas de ellas por estudios ópticos por luz
transmitida, permitió definir ailgunas unidades como
generadoras de hidrocarburos, entre las que destacan
por su alto contenido de carbono orgánico e hidro­
carburos potenciales, en primer término, las del T i ­
thoniano y, en segundo, las del Eoceno Medio, Oli­
goceno Inferior y Mioceno Medio (Fig. 10).
Jurásico
Superior
Las rocas del Jurásico Superior (Tithoniano) pre­
sentan valores de carbono orgánico que en su mayor
parte superan el 1 % y la cuarta parte de las muestras
indica un potencial superior a 5 miligramos de hidro­
carburos por gramo de roca. Los estudios químicos
y ópticos demuestran que contienen kerógeno de ti­
pos I y I I , predominantemente. Están constituidas,
principalmente, por calizas arcillosas negras y gris os­
curo, depositadas sobre un mar abierto con condicio­
nes anóxicas, durante una transgresión regional que
se inició en el Jurásico Medio. Su espesor promedio
es de 220 m.
RAUL GONZALEZ
26
Y NOEL HOLGUIN
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QUIÑONES
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Fig. 10.— Características estratigráficas y geoquimicas regionales de la Cuenca del Sureste (Tomada de Gonzálezy
guín, 1991).
Actualmente, el T i t h o n i a n o se encuentra en condiciones de madurez en la mayor parte de la cuenca,
aunque hacia el oriente, en la Plataforma de Y u c a tán, se torna inmaduro hasta su acuñamiento echado arriba por el acortamiento de la columna sobreyaciente, al iguéil que en un graben del P l i o c e n o - P l e i s toceno hacia el centro de la Sonda de C a m p e c h e . Hacia el sur, en las estribaciones de la Sierra de C h i a pas, las condiciones de maduración se tornan severas por el fuerte sepultamiento que sufre la columna
por una mayor sedimentación cretácica, además de
que disminuye su potencial generador. Debido a su
madurez, el T i t h o n i a n o presenta presiones anormalmente altas, principalmente en la Sonda de C a m p e che y en la parte norte de C h i a p a s - T a b a s c o , provocadas por la generación de hidrocarburos.
Eoceno
Hol-
Medio
De 202 muestras analizadas del Eoceno M e d i o , 113
contienen más del 1 % de c a r b o n o orgánico y 4 8 generaron por pirólisis más de 5 m g de hidrocarburos
por gramo de roca ( F i g . 10), lo que indica que es potencialmente generador, pero su evolución térmica es
aún inadecuada, ya que se encuentra i n m a d u r a prácticamente en toda el área, a excepción de las áreas
con alto gradiente geotérmico y/o fuerte sepultamiento, c o m o es el caso de la P r o v i n c i a de M a c u s p a n a .
Las secuencias sedimentarias del E o c e n o M e d i o se
caracterizan, principalmente, por lutitas y lutitas bentoníticas gris verdoso, calcáreas, depositadas durante una etapa regresiva regional que se inicia con el
T e r c i a r i o . Su espesor promedio es de 100 m y en ella
predomina el kerógeno de tipo I L
LAS ROCAS GENERADORAS DE MEXICO
Oligoceno Inferior
El Oligoceno Inferior es una unidad netamente arcillosa, constituida por lutita plástica gris, con valores superiores al 1 % de carbono orgánico en el 6 0 %
de las 196 muestras analizadas y mayores a 2.5 mg/g
de $2 en el 4 8 % de las mismas, lo cual refleja su potencial generador, aunque se encuentra generalmente inmaduro. Los estudios ópticos indican la predominancia de kerógenos tipos II y I I I . Los espesores
varían desde cero, en el centro de la Sonda de Campeche, hasta 400 m, al sur. Por su litología arcillosa
y la rápida sedimentación subsecuente del Mioceno
y Plio—Pleistoceno, las arcillas del Oligoceno y parte del Eoceno se encuentran, en la actuaJidad, fuertemente sobrepresionadas.
Mioceno
Medio
El Mioceno Medio, aun cuando presenta valores
altos de carbono orgánico (Fig. 10), no refleja un potencial generador importante según los valores de S 2 ,
debido a la fuerte influencia de material orgánico continental tipo I I I . Su evolución térmica, en general,
es insuficiente, aunque en algunas localidades de fuerte
sepultamiento y/o altos gradientes geotérmicos llega
a estar maduro, como es el caso de Macuspana.
27
La lenta subsidencia que predominó durante el Cretácico, e incluso hasta el Oligoceno, permitió que las rocas generadoras del Tithoniano se mantuvieran latentes hasta que la rápida subsidencia y sedimentación
del Mioceno y Plio-Pleistoceno las empujaron a
temperaturas adecuadas para madurar (80—100°C),
por lo que la generación de los aceites se produjo, principalmente, durante el Mioceno al Plio-Pleistoceno.
Por otra parte, los bajos gradientes geotérmicos actuales que predominan en algunas áreas, permiten que
se conserven hidrocarburos líquidos a profundidades
superiores a seis kilómetros. El gradiente geotérmico
promedio del área es de 2 3 ° C / k m , aunque se tienen
grandes extensiones donde predominan gradientes
menores de 2 0 ° C / k m y otras con gradientes mayores
de 2 6 ° C / k m . En las áreas frías se considera que profundidades superiores a 7,000 m no serán obstáculo
para la preservación de hidrocarburos líquidos.
La conceptualización en tiempo y espacio que se
tiene actualmente sobre los fenómenos de generación,
migración y acumulación en esta cuenca, ha permitido discriminar las áreas no atractivas de las que sí
tienen importancia petrolera, además de que con un
alto grado de confiabilidad se ha podido pronosticar
el tipo de hidrocarburos y su gravedad A P I , aún antes de iniciar la perforación.
CUENCA DE SABINAS
Conclusiones sobre la Cuenca del Sureste
Se tienen yacimientos de petróleo y gas en areniscas del Mioceno en las Provincias Salina y Macuspana, pero su origen no se ha establecido con seguridad, ya que existe la probabilidad de que algunos de
ellos pudieran haber sido generados por las rocas del
Jurásico Superior, aunque no se descarta, sobre todo en el caso del gas, una generación temprana a partir
del kerógeno terciario.
Las rocas generadoras más importantes que se conocen en esta área y que han aportado la mayor cantidad del petróleo que de aquí se extrae, son las calizas arcillosas del Tithoniano, que por efectos de migración vertical hacia arriba o hacia abajo han rellenado las trampas del Kimmeridgiano, Cretácico Medio y brechas del Cretácico Superior-Paleoceno. Por
tratarse de una cuenca de alta impedancia con fallamientos predominantemente subverticales, se propicia la migración vertical e imposibilita la migración
lateral a grandes distancias (Fig. 11).
La Cuenca (o Golfo) de Sabinas es la única cuenca en explotación que no está situada en la PlanicieCostera del Golfo de México. En ella se descubrió la
presencia de gas seco en 1972, aunque en cantidades
muy limitadas, ya que solamente contiene el 0 . 0 5 %
de las reservas totales probadas del país. Está constituida por rocas sedimentarias del Mesozoico, de las
cuales producen gas seco las del Jurásico Superior y
Cretácico Inferior. Las más altas concentraciones de
carbono orgánico ( > 1 % ) se conocen en las formaciones L a Casita y Pim.ienta del Kimmeridgiano—Tithoniano y L a Peña del Aptiano Superior. En segundo término, con concentraciones promedio entre 0.5
y 1 % , se encuentran las formaciones Eagle Ford del
Turoniano y Upson del Campaniano. En esta cuenca, el potencial generador ( 8 3 ) es insignificante debido a la sobremadurez, especialmente de las rocas
del Cretácico Inferior y más antiguas. Se considera
que el gas de esta cuenca está genéticamente relacionado a las rocas del Jurásico Superior, las cuales
28
RAUL GONZALEZ
iniciaron la generación desde fines del Cretácico Inferior, cuando aún no existían trampas, y salieron de la
ventana del petróleo a fines del T e r c i a r i o . El hecho de
que la generación anteceda a las trampas, indica que
los primeros hidrocarburos se perdieron y sólo se preservó parte de los que se originaron en tiempos postorogénicos, es decir, después del Paleoceno—Eoceno.
Y NOEL HOLGUIN
QUIÑONES
del Pozo L a c a n t ú n — I B contienen c a r b o n o orgánico
entre 0 . 5 y 1% e hidrocarburos potenciales ( S j ) ocasionalmente superiores a 1 m g / g , otorgándoles cierto
potencial generador, pero no m u y importante. L a
ausencia de J u r á s i c o m a r i n o , en esta localidad, no da
lugar a suponer que la generación p r o v e n g a de dichas rocas, c o m o en el área c e r c a n a de la C u e n c a del
СУЕНСД DEL
PENÍNSULA DE
YUCATAN
SONDA DE CAMPEHE
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DEL TITHONIANO
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LECHOS ROJOS
Fig. 11.- Sección transversal esquemáticay condiciones de madurez de la Cuenca del Sureste (Tomada de González y Holguín, 1991).
CUENCA DE LA SIERRA DE CHIAPAS
La Sierra de Chipas es la provincia petrolífera más
recientemente descubierta en M é x i c o . En 1986 se descubrió el C a m p o Nazareth de gas y condensado, en
una secuencia calcáreo evaporítica del C r e t á c i c o Inferior. M á s tarde, en 1 9 9 0 , se descubrió la presencia
de aceite en el C a m p o L a c a n t ú n , en fitologías semejantes, pero del Cretácico M e d i o ( A l b i a n o - C e n o m a niano).
Los análisis geoquímicos realizados en la secuencia de anhidritas, dolomías y calizas ligeramente arcillosas de estos yacimientos y de otros pozos aledaños, no han permitido establecer sólidamente la presencia de rocas generadoras, aunque algunas muestrais
Sureste, sino que la presupone relacionada a las mismas facies lagunares y de s u p r e m a r e a del C r e t á c i c o .
Los estudios de biomarcadores confirman que el aceite
y condensado provienen de u n a secuencia evaporítica (Philp, comunicación verbal) aun cuando no se ha
establecido una correlación roca—aceite. D e esto se
deduce que los delgados horizontes calcáreos, ligeramente arcillosos, encajonados entre las ainhidritas, son
los mismos generadores de los productos q u e almacenan.
CUENCA DEL GOLFO DE CALIFORNIA
L a C u e n c a del Golfo de California, producto del
riji que separa la Península de B a j a California, aloja se-
LAS
ROCAS GENERADORAS
dimentos terrígenos arcillo-arenosos del Mioceno al
R e d e n t e , cuyo espesor supera los 5,000 metros. En
el Pozo Extremeño—1, único clasificado como productor, se estableció un flujo de 6.2 miflones de pies
cúbicos diarios de gas y 130 barriles de condensado
en arenas del Pleistoceno—Reciente(?). Los estudios
geoquímicos han definido la presencia de rocas generadoras entre las lutitas del Mioceno, supuestamente
predecesoras de dichos hidrocarburos, los cuales se
originaron, recientemente, por el ftrerte sepultamiento
y los altos gradientes geotérmicos, superiores a
3 0 ° C / k m y que llegan a alcanzar los 7 0 ° C / k m en las
zonas de apertura. E n general, se considera que las
condiciones adecuadas para la generación están restringidas a los puntos calientes relacionados a dichas
zonas de apertura.
DE MEXICO
29
Pemex está iniciando estudios sistemáticos con apoyo de biomarcadores, isótopos y otras técnicas analíticas e interpretativas, que seguramente permitirán
establecer con precisión el origen de los hidrocarburos, lo que redundará en una exploración más eficiente
del territorio mexicano.
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actualmente en exploración. Las evidencias preliminares apuntan hacia las rocas generadoras como un
factor crítico para la presencia de algún yacimiento,
siendo el Jurásico Superior el más favorable, pero que
en Chihuahua se encuentra sobremaduro, mientras que
en Tlaxiaco se mantiene en condiciones de madurez.
El Aptiano Superior (Formación La Peña) en la Cuenca de Chihuahua, es otra unidad que por su madurez
y contenido orgánico, en ciertas áreas, se ha catalogado como generadora, por lo que la exploración a últimas fechas se ha enfocado con este objetivo.
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Las rocas generadoras más importantes y más ampliamente distribuidas de México corresponden a calizas arcillosas y lutitas calcáreas marinas de ambientes
restringidos del Jurásico Superior, propiciados por la
apertura del Golfo de México.
Aparentemente, la mayoría de los yacimientos de
petróleo del Mesozoico están relacionados genéticamente con rocas del Jurásico Superior, especialmente del Tithoniano!
Algunos yacimientos del Terciario provienen también de rocas generadoras del Jurásico Superior, aunque se considera que algunos de ellos pudieran provenir de las mismas lutitas terciarias encajonantes.
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