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B O L . A S O C . М Е Х . G E O L . P E T R .
* Petróleos Mexicanos Geó logo .—Coordinac ión Regional de Exploración, Z o n a Noreste .
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GEOLOGIA P E T R O L E R A D E L A C U E N C A D E B U R G O S
( P A R T E II )
R E S U L T A D O D E P O Z O S E X P L O R A T O R I O S Y A N T E C E D E N T E S D E C A M P O S Y P R O D U C C I Ó N
Por; Ing . Oscar Echanove*
V O L . X X X V I I I , N U M . 1, 1986
A N T E C E D E N T E S
D E L A P R O D U C C I Ó N
La prospección petrolera en la provincia de Burgos, se inicia a fines de la década 1920-1930 por compañías extranjeras, las que apoyadas en estudios geológicos realizan u n a etapa de perforación que culmina con el establecimiento de la producción en cuatro campos: La Presa, Rancherías, bajitas y Laredo, ubicados en la porción nor-noreste.
Petróleos Mexicanos inició su exploración en 1939 y es hasta abril de 1945 cuando ve coronados sus esfuerzos con el descubrimiento comercial de gas y condensado en areniscas del Oligoceno, en el pozo Misión N ú m . 1, ubicado aproximadamente a 30 km al WNW de Ciudad Reynosa, Tamps. Con el establecimiento de hidrocarburos, se intensificó la actividad ex-ploratoiia y se sucedieron nuevos descubrimientos, act ivándose simultáneamente su desarrollo y el establecimiento de nuevos campos (se anexa tabla de inventar io de campos anualizado).
A la provincia se le clasifica como productora de gas, en e tapa avanzada de desarrollo y en la que se ha establecido producción en casi toda la columna terciaria. Se subdividió en franjas representativas de las áreas de producción y que reflejan la edad de los yacimientos. Estas franjas son las mismas descritas en la Parte I, debido
a la íntima relación entre la sedimentación, la tectónica y los yacimientos resultantes.
Franja del Paleoceno
Se localiza en la margen occidental de la provincia, tiene u n a superficie aproximada de 15,500 km^ y se le considera la más prometedora de la cuenca. La presencia de hidrocarburos, se estableció en el área Oeste Presa Falcón en 1959, con la producción de 2,000 m^ de gas por día, en areniscas del Paleoceno Midway en el pozo Peñalva-101, ubicado aproximadamente a 20 km al norte de General Bravo, N . L . Posteriormente, en 1962 se obtuvo producción en el C a m p o Arcos, en areniscas de tipo deltaico de la Formación Paleoceno Wilcox, con una producción inicial de 26,500 m^ de gas por día. Asimismo, en ese mismo año se detectó la presencia de gas en las calizas arcillosas de las formaciones Taraises y Agua Nueva del Cretácico, en el pozo Cadena N ú m . 2, aproximadamente a 30 km al suroeste de Ciudad Miguel Alemán, T a m p s .
En 1971, Pemex estableció producción comercial de hidrocarburos en el Area Laredo, en el pozo Robulus-1 , en areniscas de tipo de barra litoral de la Formación Wilcox, con una producción inicial de 21,800 m^ de gas por día. En el área continuaron los descubrimientos con los pozos Oasis (1972), Pandura (1982) y Cor indón (1974). En 1978 se estableció la presencia de gas en desarrollos arrecifa-
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les de la Formación C u p i d o del Cre tácico Inferior en el pozo Totonaca-1 .
La producción de gas y condensa-do en esta franja, proviene principalmente de los desarrollos arenosos terciarios correspondientes a un sistema de barras costeras, que constituyen los yacimientos combinados presentes en las formaciones Midway y Wilcox del Paleoceno. Las principales areniscas productoras son 18; 2 en la Formación Midw^ay y 16 en la Formación Paleoceno Wilcox; 7 en la un idad inferior y 9 en la unidad media .
Se han descubierto 19 campos; 17 terciarios y 2 cretácicos a jun io de 1985, se han perforado 155 pozos de exploración, 97 con objetivo terciario y 58 con objetivo mesozoico, obteniéndose u n resultado de 42 productores, 34 terciarios y 8 mesozoicos y 133 improductivos, 63 terciarios y 50 mesozoicos, con un éxito del 2 7 % .
Franja del Eoceno
sado y aceite l igero, proviene de areniscas de t ipo ba r ra s de crecimiento múlt iple y de areniscas de complejo l i toral-mixto, correspondientes a las formaciones Wilcox, Rekiaw, Queen City, Cook M o u n t a i n , Yegua y Jackson. La presencia de t r a m p a s es notable, son de t ipo combinado estratigráfico estructural y se distingue la influencia de fallas contemporáneas y de posdepósito en el en t r ampamien to de los h id rocarburos .
La principal producción proviene de 18 areniscas de características regionales y distribuidas en 7 formaciones; 4 en Wilcox, 3 en Rekiaw, 6 en Q u e e n Ci ty , 1 en Cook M o u n t a i n , 2 en Yegua y 2 en J ackson . Las areniscas produc toras están dis t r ibuidas en 37 campos . En la franja se han perforado 126 pozos de exploración, con un resultado de 60 pozos productores, 10 pozos n o comerciales y 56 improductivos, con u n porcentaje de éxito del 5 1 % .
Tiene una superficie ap rox imada de 7,500 km^ y se localiza en la porción central de la provincia. En 1954, Pemex estableció la presencia de aceite y gas en el pozo Zacate-101, con producción en areniscas de la Formación Jackson del Eoceno Superior. En 1956, el pozo Pato-1 (Culebra N ú m . 10), resultó productor en areniscas de la Formación Q u e e n Ci ty , con una producción inicial de 17,000 m^ de gas por día. A par t i r de esta fecha, se activó la prospección en la franja eocènica, obteniéndose magníficos resultados. La producción de gas, conden-
Franja del Oligoceno
Es la pr incipal p roduc to ra y tiene u n a superficie ap rox imada de 10,000 kms^; se localiza en la porción central de la provincia . La presencia de hid rocarburos en la franja fue establecida en 1945, con el pozo Mis ión-1 . Poster iormente, en 1948 se descubrió el C a m p o Reynosa, con gas y condensado en las areniscas F ron t e r a y Bravo, de la Formación Frío N o M a r i n o y que consti tuye el m a y o r y principal campo de la Z o n a Nores te .
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La producción es pr incipalmente de gas y condensado y en m e n o r proporción aceite ligero; proviene de 34 areniscas productoras; 14 pertenecen a la Formación Vicksburg y 20 a la Formación Frío N o M a r i n o . Los yacimientos son de tipo combinado , estratigráfico estructural y están definidos por la distribución de los desarrollo arenosos y la actividad de los sistemas de fallamiento contemporáneo y posdepósito, que or ig inan el entrampamiento de los h idrocarburos .
En esta franja se han perforado 359 pozos de exploración, resultajido 144 productores y 215 improductivos, con un porcentaje de éxito de 40 % . Se han descubierto 48 campos en 4 áreas distintas; Falla Becerrro, Falla McAllen, Falla Al tamirano y Falla Brasil; con un total de 1,116 pozos perforados, 669 productores y 447 improductivos, con un éxito global de 5 9 . 9 % .
Franja del Mioceno
Se localiza en la porción oriental de la provincia, es tando l imitada al oriente por el Golfo de México y al norte, por el río Bravo; presenta u n a superficie global de 16,800 kms^. La franja se subdivide en 2 áreas distintas; al norte , se ubica el Area Mata moros; con u n a superficie de 6,900 km^ y una columna sedimenteiria terciaria, p redominan temente miocènica y oligocènica. Al sur, se define el Area San José de las Rus ias , perteneciente a la Zona Norte , con una superficie de 9,900 km^ y u n a columna estratigráfica que cubre desde el
basamento pre-Jurásico hasta el Re ciente, abarcando sedimentos del J u rásico Superior, Cretácico y Terciario.
El pozo terciario descubridor de hidrocarburos en la franja, fue el Matamoros-1 , perforado en 1956, productor de gas y destilado en sedimentos del Mioceno Inferior. Posteriormente, resultaron productores los pozos Santa Fe-4, Santa Fe-7 y La Luz-3 en areniscas del Mioceno Medio .
En 1968, se estableció producción de aceite en el pozo Le rma-1 , en sedimentos calcáreo-arcillosos del Cretácico Suj>erior San Felipe, correspondiente al área San José de las Rusias de la Zona Norte. Porteriormente, en 1971, los pozos Pinole-1 y Sotol-1 resultaron productores de aceite en sedimentos calcáreos del Cretácico Inferior, Formación Tamaul ipas Inferior y en 1972, en el pozo Lerma-3 se estableció producción de gas y destilado en sedimentos del Jurásico Superior, Formación Olvido.
Esta franja está clasificada como productora en evaluación por la presencia de hidrocarburos en 5 pozos terciarios y 7 mesozoicos, que resultaron con baja producción, sin haber logrado establecer un desarrollo atractivo de los yacimientos descubiertos; consecuentemente, a la fecha no son rentables.
Los yacimientos identificados en el Mioceno, corresponden a desarrollos arenosos del tipo litoral-mixto y los establecidos dentro de la secuencia del Cretácico y Jurásico, pertenecen a facies calcáreas de plataforma y m a r
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abierto. El en t r ampamien to definido es de tipo combinado estratigráfico-estructural , distinguiéndose la influencia de las fallas contemporáneas y de crecimiento en el Terciario y cierres contra falla y fracturamiento en el Mesozoico.
En la Franja del Mioceno se han perforado 88 pozos de exploración, resultando 11 productores con 5 campos descubiertos y 77 improductivos, con un éxito global del 12 % . Con objetivo terciario, se perforaron 43 pozos, 38 improductivos y 5 productores, descubridores de 3 campos, con un porcentaje de éxito del 1 1 % . C o n objetivo mesozoico, incluyendo al área San José de las Rus ias , se perforaron 45 pozos, resultando sólo 6 productores y 39 improductivos, con éxito del 1 3 % .
Campos Petroleros—Tipo
La producción en la provincia de Burgos, proviene pr incipalmente de campos terciarios, situados en 3 de las 4 franjas distintivas en que se subdivide la provincia. Estas franjas reflej a n la edad de los yacimientos y la actividad con temporánea tectónica-sedimentaria asociada. Las franjas son alargadas, sensiblemente paralelas y se presentan más jóvenes de poniente a oriente. Franja del Paleoceno, que también cubre los yacimientos cretácicos y jurásicos en la provincia; campo tipo mesozoico " T o t o n a c a " y campo tipo paleocènico " O a s i s -Pandura -Cor indón" ; franja del Eoceno , campo tipo " C u l e b r a " y franja
del Ol igoceno, c a m p o tipo " R e y n o s a " (figura 19).
C A M P O T O T O N A C A
Franja del Mesozoico
El C a m p o T o t o n a c a se localiza en la porción noroeste de la provincia de Burgos, propiamente dentro de la ciudad de Nuevo Laredo , T a m p s . , y cubre u n a superficie a p r o x i m a d a de 30 km^. Geológicamente , se encuentra en la porción nor te de la franja Cretácico-Jurás ico de la provincia y se dis t ingue po r per tenecer al alineamien to estratigráfico del Complejo Arrecifal de la Formación Cup ido del Cretácico Inferior (figura 4).
De 1945 a 1974, la actividad exploratoria en el Area Laredo , Uevaba com o objetivo pr incipal los desarrollos arenosos terciarios, en los que se ha logrado establecer u n a magnífica producción y u n p a n o r a m a atractivo.
La evaluación de rocas mesozoicas en las áreas Laredo y Oeste Presa Falcón, se inició en la década 1960-1970, con el establecimiento superficial de u n extenso complejo arrecifal, perteneciente al Cretácico Inferior, Formación C u p i d o , en las áreas de Monte rrey y Lampazos . La presencia de este complejo arrecifal, cuyo al ineamiento se postulaba hacia el N N E , originó la perforación de varios pozos de exploración en la vec indad de Aná-huac , N . L . En los pozos A n á h u a c perforados, se confirmó la existencia del arrecife, sin e m b a r g o , éste resul-
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P I E D R A S N E G R A S
PROVINCIA DE BURGOS DISTRIBUCIÓN DE CAMPOS
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^ C A M P O T O T O N A C A I NUEVO L A R E D O
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MATAMOROS
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tó invadido de agua de formación. Posteriormente, se realizaron estudios sedimentarios en 1971 y 1972, en los que se postula la posible trayectoria del arrecife en el Area Laredo , y se propuso el pozo Totonaca-1 , para cor roborar el modelo sedimentar io establecido y evaluar sus posibilidades. El pozo se localizó sobre u n a amplia estructura anticlinal definida por sismología, confirmó el paso del arrecife y a la vez, estableció la presencia de hidrocarburos . En 1976, se estableció producción de gas en el To to naca 3, con porcentaje de sulfhídrico, habiendo la necesidad de instalar u n a planta endulzadora pa ra beneficicu: el gas.
En el C a m p o Totonaca , se establece una columna estratigráfica completa del Eoceno Medio al Cretácico Inferior, con más de 4,500 m de espesor; los 1,900 m superiores, corresponden a sedimentos areno-arcillosos terciarios, representados por las formaciones Q u e e n Ci ty , Rekiaw, Wilcox y Midway y los 2,600 m inferiores, corresponden a sedimentos calcá-reo-arenosos del Cretácico y representan a las formaciones M é n d e z , San Felipe, Agua Nueva , Cues ta del Cu ra, Tamaul ipas Superior, La Peña y Cupido-Tamaulipas Inferior, empleando la nomenc la tu ra de las zonas Noreste y Nor te (Tab la I) .
L a producción establecida en el c ampo , proviene de la secuencia cal-cáreo-biógena de carácter arrecifal de la Formación C u p i d o del Cretácico Inferior; tiene un esf>esor de 550 a 600 m y corresponde a u n a extensa pla
taforma calcárea de bajo relieve y lenta subsidencia, con periodos zdteman-tes de estabi l idad relat iva.
Las característ icas sedimentarias pe rmi ten establecer 3 facies distintivas; las facies m a r i n a somera y lagun a r de aguas t empladas , representadas pr incipalmente por mudstones de colores gris claro a grises con intercalaciones de wackes tone y packsto-ne , cont ienen pellas, oolitas, bioclas-tos y presencia de miliólidos; las facies calcáreo-biógena que comprende al prearrecife, a la es t ruc tura arrecifal y al posarrecife; está constituida por gra ins tone a packstones de bio-clastos y pellas y bounds tone de est ruc tu ra arrecifal, de color gris a café claro.
Las facies de m a r abierto está representada por u n a secuencia de mudsto-ne gris obscuro en par tes dolomitiza-do , de estratificación gruesa a masiva; a esta facie se le define como Formación T a m a u l i p a s Inferior.
En el á rea existe u n a disarmonía es t ructural en t re la deformación del Mesozoico y la del Terc ia r io , separados por u n a extensa e tapa erosiva de fines del Cretácico y principios del Paleoceno. L a e s t ruc tu ra del campo , se define a p rofundidad po r sismología abajo de los 3,000 m y pertenece al complejo es t ructura l J i m b a - M o r o c o -To tonaca . Este a l ineamien to se considera formado a fines del Cretácico Superior, posiblemente por la influencia de evapori tas ju rás icas . Esta activ idad, or iginó u n complejo estructural formado por 2 cierres definidos y al ineados de t ipo anticlinal alargado
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Moroco y To tonaca , con el eje principal suavemente flexionado y orientado NNW-SSE. La estructura Totonaca presenta un cierre de 75 m a 4,100 m de profundidad (figuras 20
El yacimiento es de tipo combinado y se formó por la asociación del complejo arrecifal con la definición de la estructura; los intervalos atractivos se localizan den t ro del cuerpo arrecifal y lo constituyen packstone a boundstone con porosidad interesqueletal e intergranular. Los intervalos presentan un rango de porosidad de 5 a 8 % y saturaciones de agua de 20 al 45 % . El análisis del gas obtenido revela un 88.2% de me tano , 11 .2% de bióxido de carbono, 0 . 5 4 % de sulfhídrico y 0.03% de e tano . La presencia de anhidro-carbónico y agua , favorecen la formación de ácido carbónico que es altamente corrosivo.
CAMPO OASIS-PANDURA-CORINDON
Franja del Paleoceno
El campo se encuen t ra sobre la margen noroeste de la provincia de Burgos, aproximadamente a 40 km al sur frzuico de la c iudad de Nuevo La-redo, T a m p s . , y sobre la m a r g e n occidental del río Bravo, frontera con Estados Unidos de Nor teamér ica . El campo tiene una superficie aproximada de 550 km^. Geológicamente se localiza en la margen occidental de la cuenca terciaria, sobre la porción nor
te de la franja del Paleoceno, y se dist ingue por pertenecer al sistema de Barras CotuUa del Paleoceno-Eoceno Inferior, (figura 11).
La exploración por Petróleos M e xicanos, se inició en la década de 1940-1950, con estudios de geología superficial y de geofísica y como resultado de ellos, se definieron varias estructuras y se propuso la perforación de varios pozos de exploración. La perforación de éstos, estableció la presencia de u n a sección arenosa atractiva en el Paleoceno y Eoceno Inferior, sin logrzu- establecer producción. La actividad exploratoria continuó en el área y fue hasta 1972, cuímdo en el pozo Oasis 1, se obtuvo producción comercial de gas y condensado en areniscas del Paleoceno Inferior Midway, constituyéndose en u n o de los principales camJЮS de la franja. Posteriormente , se perforaron los pozos Pan-dura-1 (1973) y Cor indón-1 (1974), productores de gas y condensado, y que Oasis-1 , forman un gran campo designado como Oasis-Pandura-Co-rindón. Has ta 1983, se han perforado en el campo 101 pozos, resultando 76 productores y 25 improductivos, con u n éxito global del 6 8 % .
En el campo se ha establecido una columna estratigráfica terciaria del Paleoceno Inferior al Eoceno Medio , en la que se distinguen cuatro unidades formacionales; Midway, Wilcox, Rekiaw y Queen City; las 2 pr imeras son paleocénicas y productoras en el campo. Esta columna es representativa del Terciario en toda la franja del Paleoceno y consiste de u n a se-
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P R O V I N C I A DE BURGOS F R A N J A P A L E O C E N O C A M P O TOTONACA CIMA K. CUPIDO
4 0 5 OOO —
40000"^ *̂
10000
395 0 0 0
KILÓMETROS
NVO. LAREDO
F I G U R A - 2 0
48!
CAMPO T O T O N A C A
SECCIÓN ESTRUCTURAL I - I '
w
RT.4600m.
KILÓMETROS
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cuencia mar ina , p redominan temente arcillo-arenosa con intercalaciones de areniscas de espesor delgado a medio. Las areniscas constituyen magníficos receptáculos y las lutitas son las principales rocas generadoras , además de constituir el sello.
La Formación M i d w a y está consti tuida por u n a secuencia arcillo-arenosa de origen mar ino , con aisladas intercalaciones de areniscas delgadas a medias y grado variable de arcillosidad; presenta un espesor de 400 a 600 m. En la secuencia p redominan ambientes de plataforma media a ext e m a y ocasionalmente de plataforma interna, donde se favorece el desarrollo de bar ras aisladas de distr ibución restringida. En esta secuencia destaca la Arenisca P-28, por sus características fluvio-deltaicas, modeladas sobre una paleotopograiía labrada en sedimentos cretácicos de la Formación M é n d e z .
La Formación Wilcox que varía en edad del Pcdeoceno Med io al Eoceno Inferior, es la principal productora del campo y está representada por u n a potente sección areno-arcillosa con intercalación de areniscas delgadas a medias e inclusive gruesas, con grado variable de arcillosidad; la unidad presenta un espesor neto de 1,900 a 2,200 m. En la secuencia se distinguen tres unidades; la inferior y la superior son semejantes, areno-arciUosas con numerosos desarroUos arenosos, mient ras que la in termedia es predominan temen te arcillosa y en conjunto reflejan u n ciclo transgresivo-regre-sivo-transgresivo. La unidad inferior
y superior corresponden a una sección de areniscas de ambien tes salobres y nerít ico in te rnos , con intercalaciones variables de luti tas m a r i n a s . Las areniscas son de baja arcillosidad y de espesor medio a grueso de 15 a 30 m y const i tuyen sis temas de bar ras longitudinales de desarrollo múltiple y p rog radan te de ampl ia distribución. L a un idad inferior t iene u n espesor que varía de 600 a 700 m y es la principal p roduc to ra en el c ampo ; la superior p resen ta u n espesor de 400 a 500 m , donde n o se h a establecido producción. La un idad intermedia de la secuencia, cor responde a una sección arcillosa con aisladas y delgadas intercalaciones de areniscas; predominan los ambien tes m a r i n o s , medios a externos y p resen ta u n espesor total de 400 a 500 m .
El p a n o r a m a es t ruc tura l , consiste de u n extenso monocl ina l de suave pendiente , con u n a or ientación sensiblemente nor te -sur y buzan t e hacia el este-noroeste, que a profundidad se transforma paulat inamente en una est ruc tu ra anticlinal as imétr ica , orientada sensiblemente nor te -sur y afectada por u n sis tema de fallamiento normal-gravi tac ional , de t razas predominantemente longitudinales, en el que se identifican fallas contemporáneas y fallas posdepositacionales (figuras 22 y 23).
En la definición es t ructura l influyeron 2 fallas pr incipales de crecimien to , las cuales son contemporáneas al depósito de la Formación Midway y de la un idad inferior de la Formación Wilcox (Paleoceno Inferior y
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PROVINCIA DE BURGOS CAMPOS OASIS, PANDURA, CORINDÓN
CONFIGURACIÓN ESTRUCTURAL A R E N I S C A P - 1 4
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PANDURA
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CORINDON KILÓMETROS
CRETACICO SUPERIOR
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Medio). La actividad de estas dos fallas, favoreció el desarrollo de u n a estructura de crecimiento de tipo anticlinal, inclinada hacia el poniente . Además se establece u n sistema de fallas secundarias longi tudinales , que enmascaran a la es t ruc tura p r imar ia al provocar una serie de bloques alargados y angostos, sobre los que se forman estructuras secundar ias de poca amplitud y cierres contra falla.
Los yacimientos en el c a m p o , son de tipo combinado y se forman por la asociación de las areniscas con la estructura p r imar ia y/o el fallamiento, que favorecen el cierre o en t r ampamiento de los h idrocarburos y la presencia de yacimientos múlt iples . En el campo, se h a n establecido 10 areniscas productoras; cuatro pertenecen a la Formación Midway ; P-28 , P-27, P-26 y P-25, y seis areniscas corresponden a la U n i d a d Inferior del Wilcox; P-19, P-18, P-17 , P-15 , P-14 y P-12. Las areniscas son productoras de gas y condensado con u n a media de 33,000 m^/gas/día, p resentan un espesor variable de 7 a 35 m y se ubican a una profundidad ent re 1,400 y 3,000 m; son de grano fino a medio , bien clasificadas y p resen tan un grado variable de arcillosidad, con saturación de 45 a 60 % , porosidad (0) de 15 a 20% y u n a permeabi l idad por lo regular baja.
CAMPO CULEBRA
Franja del Eoceno
El campo Culebra se encuentra sobre la margen oriental del estado de
Nuevo León, en los límites con el estado de Tamaulipas; aproximadamente a 130 km al este-noroeste de la ciudad de Monterrey, N . L . y a unos 70 km al poniente de la ciudad de Reynosa, Tamps . El campo se presenta alargado hacia el norte y tiene una superficie aproximada de 350 km^.
Geológicamente, se localiza en la porción occidental de la provincia de Burgos, sobre la franja del Eoceno y corresponde al área Camargo . El campo pertenece al al ineamiento sedimentar io estructural y de producción , Arcos-Troncón-Culebra-Bena-vides del Eoceno Inferior y Medio; de las formaciones Wilcox, Rekiaw y Q u e e n City .
Petróleos Mexicanos inició la exploración en la franja del Eoceno en la década 1950-1960, con estudios de geología superficial, gravimetría y sismología convencional. En los estudios geofísicos se definieron varias estructuras y en 1955, se propuso el pozo Pato 1, el cual resultó productor de gas y condensado con 17,000 mVdía, en areniscas del Eoceno Medio Queen City. Posteriormente, en 1956, se perforó el pozo Culebra -1 , resultando también productor de gas y condensado en las mismas areniscas de la Q u e e n City.
En 1959, se integró el área productora de los pozos Pato-1 (Culebra 10), Culebra-1 y Ceniza-1, en un sólo campo y se le denominó " C u l e b r a " . Hasta diciembre de 1983, se habían perforado 88 pozos; 75 productores y 13 improductivos; del total son 13 pozos exploratorios con 11 productores y 2
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improduct ivos, con un 8 5 % de éxito. Actua lmente , se tiene el proyecto de explorar en la búsqueda de yacimientos más profundos en el campo; se cuenta con 7 localizaciones exploratorias aprobadas; Culebra de 1,001 al 1,007.
La historia de producción señala un aporte inicial por pozo de 1 a 2 M M P C G / d í a , la cual declina en los pr imeros 3 a 5 años, estabilizándose entre 500 y 750 M P C G / d í a , por u n término de 10 a 15 años .
En el C a m p o Cu leb ra se establece una colimrma estratigráfica terciaria de más de 3,500 m, representada por sedimentos del Eoceno Inferior, Med io y Superior , dividida en 6 unidades formacionales distintas; Eoceno Wilcox, Rekiaw, Q u e e n Ci ty , Weches , Cook M o u n t a i n y Yegua. La columna está constituida por u n a secuencia areno-arcillosa predominante mar ina , con la intercalación de cuerpos arenosos de espesor delgado a medio. La secuencia refleja una sedimentación al ternante de periodos transgresivos y regresivos, en los que se identifican ambientes salobres-mixtos y de plataforma in terna , a l te rnando con ambientes de plataforma media a externa . Los ambientes son los que distinguen la presencia de areniscas y diferencian a las unidades formacionales. Las areniscas intercaladas en la secuencia areno-arcillosa, consti tuyen magníficos receptáculos y las luti tas mar inas , con contenido orgánico moderado , son las principales rocas generadoras , además de constituir el se-Uo.
A con t inuac ión , se describen las formaciones p roduc to ra s en el campo: Wilcox, Rekiaw y Queen City, todas ellas pe r t enecen al Eoceno Infer ior y M e d i o ( T a b l a I I ) .
L a F o r m a c i ó n Wilcox, está representada por u n a sección areno-arcillosa de ambien tes m a r i n o s ; someros, mixtos y nerí t ico in te rnos . Se divide en 3 un idades : inferior, med ia y super ior ; en el c a m p o sólo se ha penet rado la m e d i a y la super ior . La unidad med ia , p resen ta u n espesor mayor de 350 m y se caracter iza por una secuencia arcillosa m a r i n a de plataforma med ia a ex te rna con aislados y delgados cuerpos arenosos; por lo que la u n i d a d no p resen ta atract ivo económico-petrolero. L a un idad superior cor responde a u n a secuencia areno-arcillosa de p la ta forma in terna , con u n espesor que var ía de 950 a 1,200 m ; p resen ta var ias areniscas atractivas; Wx-ld, Wx-2, Wx-3 y Wx-4, productoras en el á rea . E n el campo se ha identificado u n a falla de crecimiento, c o n t e m p o r á n e a al depósi to de la un idad superior de la Formación Wilcox, que or ig ina el engrosamiento y mejor selección de las areniscas: W x - l d , W x - 2 , W x - 3 y W x - 4 en el b loque bajo , local izado en la porción oriental del c a m p o .
L a Formac ión R e k i a w corresponde a u n a secuencia p redominan te men te arcillosa con ais ladas y delgadas intercalaciones de cuerpos arenosos, de dis t r ibución res t r ingida y de ambien tes de p la ta forma med ia a exte rna . L a presencia de las areniscas p roduc toras R - 1 , R - 3 y R - 5 , es va-
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riable у errática, corresponden a barras costeras aisladas, de distribución muy restringida; por lo general , están limitadas a 1 ó 2 pozos. La Formación Rekiaw presenta u n espesor variable de 700 a 800 m .
La Formación Q u e e n Ci ty está representada por u n a secuencia a reno-arcillosa, con numerosos desarroUos arenosos intercalados; estas areniscas representan a sistemas complejos de barras costeras, de crecimiento múltiple y secuencial, p rog radan te hacia el oriente. En la secuencia p redominan ambientes salobres-mixtos, de litoral y de plataforma in te rna , que en general, representan un extenso periodo regresivo regional. En la secuencia, sobresalen las areniscas Q C - 3 , QC-4, Q C - 5 y C-6; de ampl ia distribución y productoras en toda la franja eocènica. L a formación presenta un espesor variable de 400 a 500 m.
Las características estructurales de-fmidas en el С а т р ю Culebra, pertenecen al extenso alineamiento regional, orientado NNW-SSE; Arcos-Troncón-Culebra-Benavides; que está asociado a una falla regional de crecimiento y contemporánea al Eoceno Inferior. En el c ampo , superficialmente se establece u n extenso monoclinal suavemente flexionado y con echado regional moderado hacia el este-noreste; mientras que a profundidad se define una es t ruc tura anticlinal alargada y l igeramente asimétr ica, que presenta un eje suavemente flexionado con orientación principal N N W -SSE y con el flanco oriental ligeramente más p ronunc iado hacia el po
niente. La estructura se encuentra intensamente seccionada por un sistem a de fallas normales gravitacionales, en la que se distinguen 2 periodos de actividad; uno contemporáneo al depósito y otro posdepositacional (figuras 24 y 25).
Sobresale en el campo una falla principal contemporánea al depósito del Eoceno Inferior, que afecta a la distribución y el desarrollo de las areniscas productoras; Wx-2 , Wx-3 y Wx-4 (falla V , figura 25).
El fallamiento posdepósito es predominantemente longitudinal y origina u n sistema de bloques alargados, sobre los que se forman estructuras secundarias , cierres contra falla y a la vez, ocasiona el en t rampamiento y la presencia de yacimientos múltiples.
En el campo los yacimientos son de tipo combinado estratigráfico-estruc-tural , semejante a la mayoría de los yacimientos terciarios de la cuenca de Burgos. Estos se forman por la asociación de areniscas como roca alma-cenadora, con el fallamiento que favorece el cierre o ent rampamiento de los hidrocarburos .
En el campo se han establecido 11 areniscas productoras de gas y condensado; 4 en la Formación Queen City, Q C - 3 , Q C - 4 , Q C - 5 y Q C - 6 ; 3 en la Formación Rekiaw, R - 1 , R-3 y R - 5 ; y 4 en la Formación Wilcox, W x - l d , Wx-2 , Wx-3 y Wx-4. Las areniscas del Eoceno Inferior Wilcox presentan un grado moderado de arcillosidad, con porosidades de 13 a 20% y un espesor variable entre 10 y 20 m ; el espesor y la distribución de
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PROVINCIA DE BURGOS CAMPO CULEBRA^ CONFIGURACIÓN ESTRUCTURAL
ARENISCA W x - 3 ¡ 0 1 2 3 4 5
FALLA DE CRECIMIENTO
j FALLA POST DEPOSITO CURVA
2/00" ESTRUCTURAL
EJE ESTRUCTURAL
F I G U R A - 2 4
5 6 i
C-293 C-295
C A M P O C U L E B R A C-84 C-83 C-85 C-82
VI
ESC. 1^200,000
ING. OSCAR ECHANOVE E.
I k m 0.5 0
F I G U R A - 2 5
O r
co
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la arenisca W x - l d es re la t ivamente normal , sin embargo , el de las areniscas Wx-2 , Wx-3 y W x - 4 , estuvo influenciado, en grado variable, por la faUa con temporánea . Los yacimientos dent ro del Eoceno Inferior y M e dio F . Rekiaw, corresponden a 3 areniscas productoras , R - 1 , R-3 y R - 5 ; son de distr ibución m u y restr ingida en el campo y presentan un grado moderado de arcillosidad, con porosidad d e l 3 a l 8 % y u n espesor variable de 10 a 15 m .
En el ExDceno Medio, de la F. Queen Ci ty , los yacimientos están representados por 4 areniscas productoras , Q C - 3 , Q C - 4 , QC-5 y QC-6 ; éstas son de amplia distribución y presentan u n grado mode rado de arcillosidad, con porosidades de 1 5 a 2 1 % y un espesor de 10 a 20 m .
CAMPO REYNOSA
Franja de Oligoceno
Se ubica en la porción noreste del estado de T a m a u l i p a s y está limitado al norte por el río Bravo, frontera con los Estados Unidos de Nor teamérica; el campo se presenta en forma alargada, extendiéndose desde la ciudad de Reynosa , ap rox imadamen te 30 k m hacia el sur y 20 km hacia el or iente , cubr iendo u n a superficie de 600 k m 2 .
Geológicamente , se localiza en la •porción central de la provincia de Burgos y sobre la par te septentr ional de la franja del Oligoceno. Forma par
te del evento tectónico-sedimentario ' ' McAIlen- Reynosa ' ' , contemporáneo al Oligoceno Inferior y Medio , al que per tenece el s is tema sedimentario " F r í o " y " V i c k s b u r g " de barras de bar re ra de desarroUo múltiple y al sist ema es t ruc tura l " M c A l l e n " , de fa-Uas de c rec imiento secuencial .
E n la década 1940-1950, Petróleos Mexicanos inicia la act ividad explora tor ia en esta región con estudios geofísicos-gravimétricos, que detectaron u n a anoma l í a (máx imo) sobre la que se perforó en 1948, el pozo Reynosa -1 , t e r m i n a d o c o m o productor, comercial de h idrocarburos en areniscas del Ol igoceno Medio-Formación Frío N o M a r i n o .
A par t i r de 1948, se inicia el desarrollo del c a m p o , al que a la fecha, se le han adicionado varias etapas exploratorias en b ú s q u e d a de extensión lateral y vertical con g ran éxito, ya que en el total de 296 pozos perforados (25 exploratorios) se t iene u n éxito del 8 1 . 4 % . Ac tua lmen te , en el campo se efectúa u n a e t apa de perforación explora tor ia p ro funda , en b ú s q u e d a de yacimientos a profundidades mayores de 4,000 m .
La columna sedimentaria establecida en el c ampo es de m á s de 5,500 m de esjjesor y comprende sedimentos de cuatro unidades formacionales, F. Catahoula (Mioceno-Oligoceno Superior), F. A n á h u a c (Oligoceno Superior) , F. Frío N o M a r i n o (Oligoceno Medio) y F. Vicksburg (Oligoceno Inferior). Estas 2 últ imas, son las productoras en el campo y las principales dentro de la franja oligocènica (Tabla II) .
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En general, la Formación Vicksburg es una secuencia areno-arcillosa de características sedimentológicas variables, dependiente del ambien te de depósito, que varía de mixtos-salobres a nerítico in te rno /medio ; además , el depósito también está influenciado por el fallamiento con temporáneo del sistema "McAflen-Reynosa". La Formación Vicksburg es frecuentemente denominada como Ol igoceno Inferior, por la dificultad de identificación litològica. En el campo, la formación se subdivide en 2 m i e m b r o s distintivos: "Inferior" y "Super io r" .
El miembro inferior presenta u n a secuencia areno-arcilloso-calcáreo con numerosos desarrollos arenosos calcáreos intercalados con secciones delgadas de lutitas y limolitas calcáreas; en general, reflejan u n ambien te mar ino somero (Pozo Reynosa Oriente-1, Int. 3,400-5,530 m) .
El miembro super ior consiste de una secuencia areno-arcillosa, que fue depositada en ambien tes mar inos internos a medios con mayor energía. La unidad está constituida por areniscas intercaladas con secciones arcillosas más potentes y libres de carbonatos. Las areniscas represen tan bar ras costeras de ampl ia dis t r ibución y tienen un bajo grado de arcillosidad con espesores que var ían de 10 a 40 m.
La F. Vicksburg, tiene una gran capacidad de generación de hidrocarburos en su secuencia arcillosa mar ina , con alto contenido de ma te r i a orgánica y madurez té rmica moderada ; misma secuencia que a d e m á s actúa como roca sello. Las areniscas inter
caladas en esta secuencia son limpias, con un bajo grado de arcillosidad, por lo que constituyen magníficos receptáculos.
La F. Frío No M a r i n o sobreyace discordantemente a la F. Vicksburg y está representada por una potente se-cuericia cU-eno-arciUosa, depositada en ambientes continentaJ-mixtos y salobres. En la secuencia p redominan los desarroUos arenosos potentes, separados por secciones arcillosas delgadas. Las areniscas corresponden a un sistema de barras de barrera de desarrollo múltiple y secuencial, también influenciado por la actividad contemporánea de las fallas del sistema " M c Allen-Reynosa" (figura 26). Además, las areniscas t ienen u n a amplia distribución y espesores de 10 a 40 m; son de baja arcUlosidad y de permeabilidad moderada , lo que les proporciona buena calidad de a lmacenamiento. Las secuencias arcUlosas intercaladas constituyen un buen seUo; sin embargo, tienen baja capacidad de generación, por lo que se considera que la mayoría de los hidrocarburos presentes, migra ron de la subyaciente Formación Vicksburg.
Las características del depósito de las areniscas, asociadas a la deformación estructural contemporánea , originan un entrampamiento de tipo combinado; es decir, estratigráfico-estruc-tural. La deformación contemjxjránea a la sedimentación del Oligoceno Inferior y Medio ("Vicksburg" y Frío No Mar ino) , provocó el desarrollo y formación de u n a amplia es t ructura anticlinal pr imaria , de crecimiento,
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C A M P O R E Y N O S A INCREMENTO G E N E T I C O DE E S T R A T O S
N. R.-
N.R.- OLIGOCENO < INFERIOR
- 2 8 0 O J
ó S} 2?
R-172 R-IZO R-56D R-39 R-440 R-70 R-IOOl O O •» O O O O A"
ING. o. ECHANOVE E. F I G U R A - 2 6
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asociada al desarrollo de numerosas fallas de crecimiento (figura 27). La combinación de estas fallas contemporáneas y las fallas de posdepósito de extensión regionzd, favorecen la formación de un sistema de bloques, en los que definen altos estructurales y cierres contra falla; los cierres var ían de 50 a 200 m, de acuerdo a la p rofundidad. La estructura es alargada y asimétrica, con una orientación norte-sur e inclinada hacia el poniente (figuras 28, 29 y 30). L a estructura se acentúa a profundidad por el efecto del crecimiento y presenta un sistema de faUas de crecimiento de desarrollo secuencial y re t rogradante hacia el poniente, afectando a la secuencia sedimentaria a diferentes niveles estratigrá-ficos, en forma descendente y aparentemente escalonada hacia el oriente. Hacia los niveles superiores, la deformación disminuye paulatinEunente, hasta derivar en u n extenso monoclinal con buzamiento hacia el oriente.
En el C a m p o Reynosa, se ha establecido producción en 35 areniscas, situadas a profundidades que varían de 1,200 a 3,500 m. D e ellas, 20 se ubican en la Formación Frío N o M a r i no, designada con las siglas FS y 14, en la Formación Vicksburg ; denominadas las 11 superiores con las siglas FM, 3 inferiores con letra O, y una , la más profunda como la 1001.
Los yacimientos den t ro de la Formación Vicksburg, t ienen espesores de 15 a 40 metros , poros idad variable de 13 a 18%, bajo contenido arcilloso y una saturación de agua de 40 a 60%. Los yacimientos de la Formación Frío
No Mar ino , son de distribución más amplia, tienen espesores de 10 a 35 m; porosidad promedio del 18%, baja arcillosidad y saturación de agua de 40 a 60%.
Es probable que los hidrocarburos contenidos en los yacimientos, tengan el mismo origen dada su composición semejante, que es pr incipalmente de gas húmedo, con alto contenido de licuables y relación variable de condensado.
P O S I B I L I D A D E S P E T R O L Í F E R A S D E L A P R O V I N C I A
L a provincia de Burgos presenta amplias perspectivas exploratorias y de desarrollo, al ofrecer múltiples opor tunidades de incrementar las reservas potenciales y probadas. Las perspectivas están enfocadas a la lo-czdización y desarrollo de nuevos campos y al descubrimiento de yacimientos más profundos y/o someros, o bien, de extensión en campos conocidos.
A continuación, se hace un análisis de las perspectivas petroleras que ofrece cada franja de la provincia (figura 31).
Franja del Paleoceno
Ofrece perspectivas en las formaciones jurásicas, cretácicas y paleocénicas. Actualmente, las jurásicas y cretácicas no son m u y amplias, dado el resultado desfavorable en los pozos de exploración y en los de desarrollo.
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C A M P O REYNOSA C O N F I G U R A C I Ó N E S T R U C T U R A L
S E C C I Ó N P R O F U N D A D E L O L I G O C E N O 0 1 2 3 4 5
MC.-I \ MC.-2
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S E C C I Ó N E S T R U C T U R A L T R A N S V E R S A L I I - I I '
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C A M P O R E Y N O S A CONFIGURACIÓN E S T R U C T U R A L
S E C C I Ó N M E D I A D E L O L I G O C E N O 1 2 3 4 9 Km.
C A M P O R E Y N O S A R-172 R-120 R-5S R-39 R - 4 4 R-70 LDC R-IOOl R-OTE I
SECCIÓN ESTRUCTURAL TRANSVERSAL H - n '
I N G . OSCAR ECHANOVE E. F I G U R A - 2 9
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C A M P O R E Y N O S A SECCIÓN ESTRUCTURAL TRANSVERSAL I-l'
P. T, 3,478.0 m. p.t 3,495.0m. P.T. 3,486.0m.
) I 2 3 4 K M :
F I G U R A - 3 0 os
B O L . A S O C . M E X . G E O L . P E T R .
AREAS PROVINCIA DE BURGOS
¡ A C T I V A S CON P O S I B I L I D A D E S N U E V O S D E S C U B R I M I E N T O S
^ A R E A S A T R A C T I V A S
g CAMPOS P R O D U C T O R E S
1 5 0 KM.
i
MONTERREY
I N G . OSCAR E C H A N O V E E. ' x
R A - 3 1
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Sin embargo , todavía existen posibilidades de nuevos descubr imientos en áreas que requieren actividad exploratoria complemen ta r i a pa ra la definición de facies atractivas y cierres amplios.
Entre las perspectivas más sobresalientes de la franja, sobresalen las areniscas básales del Paleoceno, ubicadas sobre la m a r g e n oriental y sur de la franja, a profundidades relativamente someras .
En el Area L a r e d o , existe atractivo en rocas mesozoicas y jurás icas ; la estructura Moroco se encuen t ra pendiente de evaluación y ofrece posibilidades de h idrocarburos en rocas del Jurásico Superior, Formación Olvido; además, en rocas del Cretácico Inferior, correspondientes al complejo arrecifal C u p i d o ; con la probable integración con los yacimientos del Campo To tonaca . Hac i a la porción occidental y noreste del Area Laredo, existen posibilidades de h idrocarburos en los sedimentos de plataforma del Cretácico Inferior C u p i d o y en los desarrollos arenosos de las formaciones Olmos y San Migue l del Cretáci co Superior. Hac i a el poniente y sur, el atractivo lo represen tan los sedimentos terciarios. En el Caunpo Oasis-Pandura -Cor indón , existen amplias posibilidades de h id rocarburos en los desarrollos arenosos del Paleoceno Midway y Wilcox; con el atractivo de nuevos descubrimientos y la extensión de los ya establecidos, la probabil idad de integrar los yacimientos con los del sur, correspondientes al campo Reno-Rafael.
En el Área Oeste Presa Falcón, las posibilidades de nuevos descubrimientos mesozoicos, en formaciones ju rá sicas y cretácicas, son reducidas y en la actualidad, se l imitan a la estructu ra Alondra-Pizarro . Sin embargo , en esta área, las formaciones paleocénicas ofrecen zunplias posibilidades de nuevos descubrimientos, sobre todo en la margen sur-oriental del área, entre los campos Jaujal-Velero y Alondra . Las posibilidades de extensión o del descubrimiento de nuevos yacimientos, la ofrecen los campos Rafael, Llorón, Arcos-Nilo y Alondra .
En el Área Ch ina , las posibilidades de h idrocarburos en formaciones mesozoicas se reducen a la evaluación de unas cuantas estructuras, entre las que se encuent ra la de Morra l i to . En el Paleoceno, las posibilidades de nuevos descubrimientos de extensión y/o yacimientos más profundos o someros son amplias, sobre todo en la porción norte ; campos Ch ina y D u n a , y los pozos Paso de la Loma, Calabaza y Barrilete. En la porción sur del Área Ch ina , las posibilidades no están definidas, se requiere mayor información; sin embargo , por extrapolación de los modelos establecidos al norte , se estima que esta porción ofrece buenas perspectivas.
Franja del Eoceno
Ofrece amplias posibilidades en los desarrollos arenosos terciarios de las formaciones Wilcox, Q u e e n City y Yegua-Jackson. El atractivo de nue-
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V O S descubrimientos en la porción norte de la franja, Area Camargo , son en la vecindad de la presa M a r t e R . Gómez y al poniente , cerca de los campos Arcabuz-Rodeo y de los pozos Doctor Cos-1 y Ti je r ina-101 . En la porción sur de la franja. Area General Bravo, las perspectivas son hacia el poniente del alineamiento San Bernardo-Pr imavera y hacia el sureste-este, entre los campos Vigía, Cabeza y Tigril lo. Los campos que ofrecen mayores posibilidades de extensión y/o el descubrimiento de nuevos yacimientos en la franja, son: Géminis , Santa Rosalía, Moja r reñas , Cuerv i to; Sierrita y Piedras , en el Area Camargo y Benavides, T o p o y Tigril lo en el Area General Bravo.
Franja del Oligoceno
Es la que ofrece mayores opor tunidades de incrementar las reservas probadas en areniscas del Terc iar io , correspondientes a las formaciones Vicksburg y Frío No Mar ino . Las posibilidades de nuevos descubrimientos en la porción nor te . Area Reynosa, se concentran hacia la porción central . C a m p o Reynosa , en yacimientos más profundos y extensión; Cu i -t láhuac; y hacia el noreste del área , Lucio Blanco-Culebrón. En la porción sur de la franja. Area San Fer
nando , las perspectivas en el Cenozoico, no son m u c h a s , l imitándose hacia el noroeste , en el prospecto Esquina -Te rne ro y hacia el este-sureste, en los prospectos Betancourt -Resaca y Chorreras-Negri tos . Las posibilidades de extensión y/o nuevos yacimientos en campos establecidos, lo ofrecen los campos: Francisco C a n o , Brasil, Cui-t l áhuac . Po lva reda , Misión-Lomi-tas -Cañón y R a m í r e z - S a n t a Beatriz.
Franja del Mioceno
Se es t ima que la porción norte. Area Ma tamoros , todavía ofrece perspectivas de h id roca rburos en nuevos descubr imien tos terciar ios, dada la presencia de hidrocarburos y la de numerosos desarrollos arenosos atractivos en el Mioceno y Oligoceno Superior. En el A r e a San José de las Rusias, poción sur de la franja, se considera que las perspect ivas, tanto mesozoicas como terciarias, no son muy ha lagadoras , d a d o los resultados obtenidos a la fecha. L a producción establecida en el Ju rás i co y Cretácico es m u y baja, con presencia de sulfhídrico; además los yacimientos descubiertos son p r e d o m i n a n t e m e n t e compactos con porosidad y permeabi l idad induc ida por f rac turamien to , factores que los hacen incons tantes e impre-decibles.
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B O L . ASOC. M E X . GEOL. P E T R .
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INVENTARIO DE CAMPOS
Z O N A P R O D U C T O R A POZOS PERFORADOS PRODUCCIÓN ACUMULATIVA
AÑO DE T I P O DE RANGO DE N O M B R E DESCUBRIT I P O DE RANGO DE
FORMACION EDAD PROD. I M P . T O T A L GAS mm (m3) COND, m (m!
M I E N T O HIDROCARBUROS PROFUNDIDAD
GAS mm (m3) COND, m (m!
Rancherías 1938 Gas y conds. Vicksburg Oligoceno 3 2 5 Muñoz y Martínez 1942 Gas y conds. 350- 500 Queen City Eoceno 2 — 2 Misión 1945 Gas y Conds. 1700-2200 Vicksburg Oligoceno 27 13 40 663.3 807.6 Camargo 1947 1500-2200 Jackson Eoceno 3 5 8 Valadeces 1948 Gas y conds. 1700-1800 Vicksburg Oligoceno 1 — 1 37.1 9.6 Reynosa 1948 Gas y conds. 1200-3200 Frío y Vicks. Oligoceno 251 56 307 55,968.1 2,612.0 Brasil 1949 Gas y Conds. 2000-2850 Frío Marino Oligoceno 38 13 51 11,599.6 89.9 Francisco Cano 1949 Gas y Conds. 1800-2500 F.N. Marino Oligoceno 39 17 56 5,476.6 79.6 Monterrey 1950 Gas y Conds. 1700-2500 Frío; Vicks. Oligoceno 58 17 75 3,684.8 216.0 Delicias 1951 Gas y conds. 1900-2000 Vicksburg Oligoceno 1 2 3 Treviño 1951 Gas y conds. 1500-3000 Frío Oligoceno 80 14 94 10,587.2 1,826.0 Mexicano 1952 Gas y conds. 1700-2200 F.N.Marino Oligoceno 4 — 4 392.9 12.7 Río Bravo 1952 Gas y conds. 1500-2200 Vicksburg Oligoceno 2 2 4 Chapul 1953 Gas y conds. 1700-2200 Frío; Vicks. Oligoceno 4 3 7 Zacate 1954 Gas y conds. 1600-2200 Jackson Eoceno 6 4 10 106.8 37.6 Cabeza 1954 Gas y conds. 1500-2300 Yegua Eoceno 8 8 16 135.0 1.8 18 de Marzo 1954 Gas y Conds. 1800-2400 Anáhuac Oligoceno 15 12 27 4,621.9 53.5 Lomitas 1954 Gas y conds. 1500-2300 FNM; Vicks. Oligoceno 15 25 40 1,283.1 78.6 Presita 1954 Gas y Conds. 1600-2200 FNM; Vicks. Oligoceno 2 4 6 Villa Cárdenas 1954 Gas 1800-2000 Frío Oligoceno 1 2 3 23.1 Berrendo 1955 Gas 2000-2200 Vicksburg Oligoceno 1 2 3 Cañón 1955 Gas y conds. 1800-2400 Frío Vicks. Oligoceno 6 3 9 157.7 21.4 Azúcar 1956 Gas y Conds. 1900-2100 Queen City Eoceno 2 2 4 28.1 1.4 Culebra 1956 Gas y conds. 1700-3000 QC. Rek. Wx. Eoceno 83 13 96 4,881.7 124.4 Guillermo Prieto 1956 Gas y Conds. 1600-2100 Frío Oligoceno 3 3 6 183.5 2.5 Tinta 1956 Gas 1500-2100 Vicksburg Oligoceno 6 5 11 403.9 Matamoros 1956 Gas y Conds. 1500-1800 Mioc. Inf. Mioceno 1 4 5 Santa Gertrudis 1967 Gas 140- 200 Jackson Eoceno 1 2 3 Torrecillas 1957 Gas y Conds. 1950-2050 Frío marino Oligoceno 8 9 17 184.7 41.7 Santa Anita 1958 Gas y Conds. 1800-2200 Queen City Eoceno 4 9 13 579.9 19.2 Santo Domingo 1958 Gas y conds. 1800-2400 F.N. Marino Oligoceno 2 5 7 Peñalva 1959 Gas 1100-2400 Wx. Midway Paleoceno 2 5 7 Benavides 1960 Gas y conds. 1500-2400 Queen City Eoceno 30 7 37 341.9 2.8 Comitas 1960 Gas y conds. 1800-2300 Jackson Eoceno 15 15 30 955,5 120.5 Palito Blanco 1960 Gas y conds. 1700-2200 Frío Oligoceno 3 5 8 Mier 1961 Gas y conds. 2200-2300 Queen City Eoceno 1 3 4 Becerro 1961 Gas 1800-2200 Jackson Eoceno 1 5 6 6.2 Cadena 1962 Gas y H^S 2300-2900 Tarai. Ag. Nva. Cretácico 3 5 a Arcos 1962 Gas y conds. 2100-2900 Wilcox Paloceno 6 6 12 183.9 Huizache 1962 Gas y conds. 1900-2300 F.N.Marino Oligoceno 2 6 8 148.8 5.4
03
W ><
O w 0
p
to
Z O N A P R O D U C T O 1 R A pozos PERFORADOS PRODUCCIÓN ACUMULATIVA AÑO DE
N O M B R E DESCUBRI TIPO DE RANGO DE FORMACIÓN EDAD PROD. IMP. TOTAL GAS mm (m') COND, m (m>) MIENTO HIDROCARBUROS PROFUNDIDAD
GAS mm (m')
Palmito 1963 Gas y conds. Yegua Eoceno 22 11 33 349.5 15.0 Pamorana 1963 Gas y Conds. 1700-1900 Jackson Eoceno 6 5 11 166.2 16.3 Rodeo 1963 Gas y conds. 1700-2300 Queen City Eoceno 2 3 5 37.2 1.3 Cuatro Milpas 1964 Gas y conds. 1700-2300 Queen City Eoceno 20 7 27 527.9 9.4 Lajitas 1964 Gas y conds. 1800-2000 Wilcox Eoceno 6 3 9 Lobo 1964 Gas 1500-2100 Queen City Eoceno 3 2 5 22.3
Picadillo 1964 Gas y conds. 1800-2300 Queen City Eoceno 11 6 17 221.3 18,9 Primavera 1964 Gas y conds. 1800-2400 Queen City Eoceno 17 6 23 177,6 5.9 Quitrín 1964 Gas y Conds. 1800-2100 Queen City Eoceno 6 2 8 329.8 1.0 Salitrillo 1964 Gas 2000-2200 Queen City Eoceno 1 — I Pascualito 1964 Gas y Conds. 1700-2200 F.N.M.; Vicks. Oligoceno 14 9 23 1,245.0 62.2 San Luis 1964 Gas 2000-2200 Frío Oligoceno 1 2 3 Piedras 1965 Gas 1800-2100 Jackson Eoceno 1 1 2 San Bernardo 1965 Gas 1800-2300 Q . C ; Wx, Eoceno 8 2 10 106.1 Santa Rosalía 1965 Gas y Conds. 1500-2300 Queen City Eoceno 34 15 49 1,186.3 163.8 Sierrita 1965 Gas 1800-2200 Yegua; Jack, Eoceno 2 3 5 La Cruz 1965 Gas y Conds. 1800-2200 Frío Oligoceno 3 4 7 Nutria 1965 Gas 1600-2100 F.N.Marino Oligoceno 1 3 4 42.5 Orozco 1965 Gas 1800-2000 Jackson Eoceno 2 4 6 87.6 Polvareda 1965 Gas y Conds. 1600-2400 F,N,M,; Vicks, Oligoceno 1 4 5 192.1 4.0 Ramírez 1965 Gas y Conds. 1900-2300 Fno Oligoceno 7 4 11 303.9 82.3 Carlos 1966 Gas y Conds. 2000-2300 Queen City Eoceno 1 4 5 Carretas 1966 Gas y conds. 1800-2400 Queen City Eoceno 20 7 27 153.1 26.2 Clavel 1966 Gas 1900-2200 Queen City Eoceno 1 1 2 Cuervito 1966 Gas y Conds. 1700-2400 Yegua; Q.C. Eoceno 19 8 27 473.5 66.4 Divisadero 1966 Gas 1800-2200 Jackson Eoceno 1 2 3 Fronterizo 1966 Gas y Conds. 1900-2300 Queen City Eoceno 5 4 9 61.8 11.2 Llano Blanco 1966 Gas y Conds. 1900-2300 Queen City Eoceno 1 3 4 Mojarreñas 1966 Gas y Conds. 1200-2500 Queen City Eoceno 28 6 34 1,477.4 141.3 Troncón 1966 Gas 1500-1900 Queen City Eoceno 2 5 7 32.5 Corzos 1966 Gas 2000-2300 Frío Oligoceno 1 1 2 Parritas 1966 Gas y Conds. 1900-2300 Fno Oligoceno 1 3 4 •3 Santa Fe 1966 Gas y Conds. 1500-1900 Mioc. Medio Mioceno 2 4 6
M NH
Presa 1967 Gas 1700-2100 Queen City Eoceno 2 2 4 119.9 NN
San Pedro 1967 Gas 1900-2100 Jackson Eoceno 2 — 2 Blanquita 1967 Gas y Conds. 1600-2000 Vicksburg Oligoceno 1 3 4 d
t > Escobedo 1967 Gas y Conds. 2800-3000 Frío Marino Oligoceno 3 5 8 118.3 8.6 Orégano 1967 Gas 1500-1900 Vicksburg Oligoceno 1 1 2 ^ Arcabuz 1968 Gas y Conds. 1800-2900 Wx.; Queen C. Eoceno 30 I 31 963.9 7.0 Sabinito 1968 Gas 2300-2500 Queen City Eoceno •I 1 2
Z O N A P R O D U C T O R A POZOS PERFORADOS PRODUCCIÓN ACUMULATIVA
ANO DE T I P O DE RANGO DE
N O M B R E DESCUBRIT I P O DE RANGO DE FORMACION EDAD PROD, IMP, TOTAL GAS mm (m') COND, m (m ' l
M I E N T O HIDROCARBUROS PROFUNDIDAD
San Vicente 1968 Gas y conds. 1000-1500 Vicksburg Oligoceno 1 3 4 92.5 5,8
Pobladores 1968 Gas y conds. 2300-2500 Yegua Eoceno 2 3 5
Ferreiro 1968 Gas y Conds. 500- 900 Vicksburg Oligoceno 1 2 3
Pinta 1968 Gas y Conds. 2000-2200 F.N.Marino Oligoceno 1 2 3
Rene 1968 Gas y Conds. 1200-2400 Vicksburg Oligoceno 3 1 4
Lerma 1968 Ac. gc. y dest. 2660-3225 Kss. yjo l . K, Sup, y 2 — — Ac. gc. y dest. J, Sup,
La Luz 1968 Gas y Conds. 2300-2500 Mioc. Med. Mioceno 1 2 3
Carlota 1969 Gas y Conds. 2000-2400 Queen City Eoceno 3 2 5
Llanura 1969 Gas y Conds. 2400-2600 Yegua Eoceno 1 1 2 33.7 1.8
Viboritas 1969 Gas y Conds. 2000-2500 Queen City Eoceno 10 4 14 165.1 10.7
Piamonte 1969 Gas 2200-2500 Yegua Eoceno 1 — 1
Agua Blanca 1969 Gas y Conds. 1800-2000 F.N.Marino Oligoceno 1 1 2
Doctor 1969 Gas 2000-2500 Vicksburg Oligoceno 2 — 2
Gameño 1969 Gas y Conds. 1600-1700 Vicksburg Oligoceno 1 — 1 6.7
Buenos Aires 1969 Aceite 967- 959 Fno OH. Med. 1 — —
Peña Blanca 1970 Gas y Conds. 1800-2700 Q.C. y Wx. Eoceno 5 — 5 106,7
Topo 1970 Gas y C o n d s . 2200-2700 Queen City Eoceno 16 13 29 895.3 213,1
Troje 1970 Gas 2200-2400 Vicksburg Oligoceno 2 — 2 8.1
Vigía 1970 Gas 2200-2400 Yegua Eoceno 1 — 1
Atajo 1970 Gas 2200-2400 Yegua Eoceno 1 — 1
Indígena 1970 Gas 1900-2300 F.N. Marino Oligoceno 3 1 4 12.7
Ternero 1970 Gas 200-2300 Vicksburg Oligoceno 1 1 2
Robulus 1971 Gas y C o n d s . 1300-1600 Wilcox Paleoceno 5 3 8
Tigrillo 1971 Gas y aceite 700-1300 Jack, y Vicks. Eoceno 14 5 19 68,6
Ciprés 1971 Gas 900-1000 Vicksburg Olig. Inf 1 — 1
Cuneta 1971 Gas 1990-2000 Wilcox Eoceno 1 — 1 20.5
Escorpión 1971 Gas 2200-2400 Queen City Eoceno 1 — 1 22,1
Terregal 1971 Gas y C o n d s . 2500-2800 Vicksburg Oligoceno 2 2 4 212.2 2.3
Pinole 1971 Aceite 2196-2206 Tam. Inf. K. Inf 1 — — Soto! 1971 Aceite 2000-2050 Tam. Inf. K, Inf 1 — —
Rotalia 1972 Gas y C o n d s . 1000-1300 Wilcox Paleoceno 2 1 3
Oasis 1972 Gas y C o n d s . 1800-2400 Wx, y MWY Paleoceno 19 11 30 1,716.1 34,9
Pandura 1972 Gas y Conds. 1800-2400 Wx, y MWY Paleoceno 26 8 34 1,240.8 16.7
Tijerina 1972 Gas 1800-2000 Wilcox Eoceno 1 — 1
Yaqui 1972 Gas 2300-2500 •Queen City Eoceno 1 — 1
Caballero 1972 Gas y C o n d s . 3100-3200 Jackson Med, Eoc, Sup, I 1 2 5,9
Cuidáhuac 1972 Gas y Conds. 1700-2400 Vicksburg Oligoceno 64 9 73 1,111.9 77,8
Amatista 1973 Gas 2000-2200 Vicksburg Oligoceno 2 3 5 1,8
Jaujal 1973 Gas y conds. 1700-2000 Wx, y MWY Paleoceno IO 5 15 358,5 1.0
Z O N A P R O D U C T O R A POZOS PERFORADOS PRODUCCIÓN ACUMULATIVA
AÑO DE T I P O DE RANGO DE
N O M B R E DESCUBRI T I P O DE RANGO DE FORMACION EOAD P R O D . IMP, TOTAL GAS mm (m
MIENTO HIDROCARBUROS PROFUNDIDAD
Miel 1973 Gas 1800-2100 Wilcox Eoceno 1 — 1
Aquiles 1973 Gas y conds. 1900-2200 F.N.Marino Oligoceno 1 2 3
Cacama 1973 Gas y conds. 1800-2300 Vicksburg Oligoceno 1 2 3 34,6
Zapata 1973 Gas y conds. 1800-2300 Vicksburg Oligoceno 1 — 1 36,4
Malta 1973 Gas y conds. 3495-3496 Olvido Jurásico 1 — — Coinndón 1974 Gas y conds. 2000-2800 Wx. y MWY Paleoceno 39 8 47 1,127.2
Alondra 1974 Gas 2000-2400 Midway Paleoceno 32 3 35 822,4
Bucanero 1975 Gas 1900-2000 Midway Paleoceno 1 — 1
Duna 1976 Gas 2300-2800 Wx. y MWY Paleoceno 12 — 12 145,9
Jade 1976 Gas y conds. 1300-1500 Wilcox Paleoceno 1 — 1
Obsidiana 1976 Gas 2300-2600 Wilcox Paleoceno 1 — 1 3,1
Ópalo 1976 Gas y conds. 1800-2000 Wilcox Paleoceno 1 — 1
Garfio 1976 Gas y C o n d s . 500- 600 Wilcox Paleoceno 1 — 1
Pirata 1976 Gas y conds. 1700-1800 Midway Paleoceno 1 — 1
Géminis 1976 Gas y C o n d s . 1800-2300 Queen City Eoceno 7 6 13 157,3
Talismán 1976 Aceite y gas 2650-2440 KSF yjo l . K, Sup, y 1 — 1 Aceite y gas J. Sup,
Valero 1977 Gas 1600-1900 Wx. y MWY Paleoceno 7 3 IO 570,2
Gigante 1977 Gas 1600-1900 Wx. y MWY Paleoceno 11 7 18 173,9
Canario 1977 Gas 1800-2000 Midway Paleoceno 1 — 1 Magvi 1977 Gas y conds. 1165-1235 Austin-EF K, Sup, 1 — — Rafael 1978 Gas y conds. 1100-1400 Wilcox Paleoceno 3 2 5
Reno 1978 Gas 1300-1700 Wx, y MWY Paleoceno 4 — 4 96,6
Lagunero 1978 Gas 1500-1700 Wilcox Paleoceno 1 — 1
Puerta 1978 Gas y Conds. 1800-2100 Jackson Eoceno 1 — 1 7.0
Llorón 1979 Gas 2300-2600 Wilcox Paleoceno 2 2 4 30,8
Aventurero 1979 Gas 1500-1800 Wilcox Paleoceno 6 2 7.5
General 1979 Gas y Conds. 1500-1800 Wilcox Paleoceno 1 — 1
Bario 1980 Gas y Conds. 2100-2300 Midway Paleoceno 1 — 1
P. de la Loma 1980 Gas y conds. 2050-2150 Midway Paleoceno 1 — I
Catarrín 1980 Gas y conds. 650- 700 Jackson Eoceno 1 — 1 13,8
Calabaza 1981 Gas y c o n d s . 2500-2600 Midway Paleoceno 2 1
Verano 1981 Gas y Conds. 2450-2500 Wilcox Eoceno 1 — 1
Vivanco 1981 Aceite 1300-1400 Austin K, Sup, 1 — 1
Primo 1981 Gas 2750-2850 Olvido J, Sup, 1 — 1
Totonaca 1982 Gas 4250-4350 Cupido Cretácico 3 10 13 206.0
Mata 1982 Gas y Conds. 1900-2100 Midway Paleoceno 1 — 1
Nilo 1982 Gas 3000-3050 Wilcox Paleoceno 5 1 6
Barrilete 1982 Gas y Conds. 3100-3300 Midway Paleoceno 5 — 5 Califa 1982 Gas y Conds. 1500-1800 MWY y Wx. Paleoceno 1 — 1
27,9 3.7
7.3
4,1
2.3
Z O N A P R O D U C T O R A POZOS PERFORADOS PRODUCCIÓN ACUMULATIVA
AÑO DE T I P O DE RANGO DE
N O M B R E DESCUBRIT I P O DE RANGO DE
FORMACIÓN EDAD P R O D . I M P . T O T A L GAS mm (mJ) COND, m (m»)
M I E N T O HIDROCARBUROS PROFUNDIDAD
GAS mm (mJ) COND, m (m»)
Otoño 1982 Gas y conds. 3100-3300 Midway Eoceno 1 1 Negritos 1982 Gas y conds. 2300-2350 Frío Marino Oligoceno 2 — 2 Explorador 1983 Gas y conds. 2800-2900 Midway Paleoceno 2 1 3 China 1983 Gas 3000-3300 Midway Paleoceno 2 2 4 Dr. Coss-101 1985 Gas y conds. 1791-1799 P. Wilcox Paleoceno 1 — 2 95,860 mVdía Poleo 1986 Gas y conds. 1581-1593 0 . Vicksburg Oligoceno 1 — 1 58,060 mVdía Huateinpo 1987 Gas y conds. 2513-2538 Wilcox Paleoceno 1 — 1 72,500 mVdía
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I I T I G F H S i s t o m a d e c o n t r o l i» c a ñ ó n o s
n e u m á t i c o s .
I I M A R I S A T * S i s t e m o d e c o m u n i c o e i ó n
m e d i e n t e S a t é l i t e s .
El s i s t e m a C M S I I v i r t u a l m o n t o e l i m i n o e l e r r o r
h u m a n o — d i s m i n u y e n d o e l t i e m p o d e e n t r e g o y
p r o p e r c i o n a n d o m a y o r e x a c t i t u d e n e l
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