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LAS ROCAS GENERADORAS DE MEXICO* RAUL GONZALEZ GARCIA
NOEL HOLGUIN GUIÑONES Petróleos Mexicanos, Coordinación de Exploración
R E S U M E N
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.
A B S T R A C T
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 Ta-man 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 DE MEXICO 17
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.
Fig. 1.— Principales cuencas sedimentarias de interés petrolero en México (Tomada de González y Holguín, 1991).
La Cuenca de Burgos, productora de gas y con
densado en arenas del Paleoceno, Eoceno, Oligoce
no y Mioceno, contiene hidrocarburos que equiva
len al 2 . 5 % de los 66 ,450 millones de barriles de las
reservas probadas de México (Pemex, 1990), siendo
su producción acumulada, desde que se inició su ex
plotación 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 cuen
ca se diferencian cinco franjas de dirección norte—sur,
correspondientes al Jurásico-Cretácico, Paleoceno,
Eoceno, Oligoceno y Mioceno, siendo la más impor
tante la del Oligoceno, por su volumen de producción.
Los hidrocarburos provienen, principalmente, de
arenas terciarias (Fig. 4) encajonadas por potentes pa
quetes de arcillas, algunas de las cuales contienen can
tidades importantes de carbono orgánico. Los yaci
mientos del Mesozoico son poco significativos, aun
cuando las rocas del Jurásico Superior y Cretácico Su
perior presentan características de generadoras.
Jurásico Superior
El Mesozoico se ha alcanzado solamente en los bor
des occidental y sur de esta cuenca. Los estudios geo
químicos indican que en las calizas arcillosas y luti
tas calcáreas del Jurásico Superior (Formación Pi
mienta) predominan cantidades de carbono orgáni
co superiores al 1 % , a la vez que cdgunas muestras,
pese a su madurez, alcanzan a generar más de 5 mi
ligramos de hidrocarburos por gramo de roca (Fig.
5). Los carbonantos y arcillas de esta edad fueron de
positados 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
Dentro de la secuencia del Cretácico, las forma
ciones Eagle Ford y Agua Nueva (Turoniano), San
Felipe (Coniaciano—Santoniano) y Méndez (Campa-
niano—Maastrichtiano) presentan un comportamien
to geoquímico semejante en cuanto a su contenido de carbono orgánico, superior a 1% y valores conside
rables de Sg (hidrocarburos potenciales) en una bue
na proporción de las muestras (Fig. 5), lo que permite
1 8 RAUL GONZALEZ Y NOEL HOLGUIN QUIÑONES
catalogarlas corno rocas generadoras. Estas rocas con
sisten de calizas arcillosas y arcillas calcáreas deposi
tadas sobre una plataforma abierta y extensa, durante
las últimas etapas de la transgresión regional que cu
brió gran parte del actual territorio mexicano.
и s
la Formación Vicksburg del Oligoceno Inferior, cuya parte arcillosa sí detenta ligero potencial generador ( S 2 ) en algunas de las muestras, debido a la probable presencia de cantidades subordinadas de kerógeno tipo I I .
M
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PRODUCCIÓN DE CRUDO 1ЭЭО
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DE CRUDO 12.2
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RESERVAS PROBADAS 37 8
DE CRUDO ^0Щ(М
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13.9
Fig. 2.— Producción y reservas de petróleo de las cuencas de Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz, y Sureste (Tomada de González y Holguín, 1991).
Terciario
Entre las arcillas y arenas del Paleoceno y Eoce
no, se encuentran valores de carbono orgánico supe
riores a 1 % en las formaciones Midway del Paleoce
no y Recklaw y Cook Montain del Eoceno. En el mar
co 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 forma
ciones producen gas y condensado, al igual que las de
Conclusiones sobre la Cuenca de Burgos
La Cuenca de Burgos inicia su formación con la
transgresión regional provocada por la apertura del
Golfo de México; sin embargo, su máxima sedimen
tación la alcanza durante la regresión del Terciar io ,
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 MEXICO 19
de las propias arcillas que, no obstante su limitado potencial, fueron capaces de generar y expulsar cantidades también limitadas de hidrocarburos. El falla-miento originalmente normal y posteriormente de crecimiento 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 relativamente alto que en general supera los 26°C/km.
(6604 X 10^ pies-') de gas (Figs. 2 y 3). En ella se conservan el 3 0 % de las reservas nacionales.
La producción en el Paleocanal de Chicontepec proviene de terrígenos arenosos de edad terciaria. En la Faja de Oro, producen las calizas arrecifales y peri-arrecifales del Cretácico (Fig. 6) y en la cuenca, las facies calcareníticas y terrígenas del Jurásico Superior, además de las calizas fracturadas del Cretácico Inferior.
Los estudios geoquímicos indican que las rocas generadoras más importantes son las del Jurásico Supe-
GUATEMALA
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L L O 2 0 N E S
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PRODUCCIÓN DE GAS 1 Э 9 0
0.1 2 4 l . l
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I L L 7 5 0 0 N E 5 0 0 S
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R E S E R V A S P R O B A D A S DE GAS 1ЭЭО
832
987
Fig. 3.— Producción y reservas de gas de las cuencas de Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz, y Sureste (Tomada de González y Holguín, 1991).
CUENCA TAMPICO-MISANTLA
En la Cuenca Tampico-Misanda se diferencian tres provincias productoras de aceite: la cuenca, propiamente dicha, la Faja de Oro y el Paleocanal de Chicontepec. Su producción acumulada desde principios de siglo, cuando se inició su explotación, es de 814 X 10^ m3 (5119 X 106 bis) de crudo y 187 x 10« m^
rior y, en segundo término, las del Aptiano y Turoniano.
Jurásico Superior
El contenido de carbono orgánico es superior al 1 % en el 57% de las 309 muestras analizadas de las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta, del Oxfordia-
2 0 RAUL GONZALEZ Y NOEL HOLGUIN QUIÑONES
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. La 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 Tampico-Misanda , continuando la sedimentación de lodos calcáreo—arcillosos (Formación Tamán) , 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 ) .
( S 2 ) superior a 2.5 mg/g, en el 4 5 % de las 120 muestras analizadas (Fig. 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 Formación Agua Nueva (Turoniano) mostró valores de carbono orgánico superiores al 1 % en 11 de las 41 muestras analizadas,
W
INICIA VENTANA
DEL PETRÓLEO
Km
_ o _ | YACIMIENTO D E 6 A S - C 0 N D
I ARENISCAS
r I L U T I T A S
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Km
MODIFICADA DE
G O N Z A L E Z , 1 9 7 6
E C H A N O V E , 1 9 8 8
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 II) 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 . Todo esto, permite definir a esta formación, aún inmadura, como potencialmente generadora de regular importancia, en la mayor parte de la Cuenca Tampico -Misan t l a .
LAS ROCAS GENERADORAS DE MEXICO 21
CUENCA DE BUR EDAD
T MIOCENO E
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1 OLIGOCENO
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0 PALEOCENO C SUPERIOR R E T. INFERIOR
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s o B R E M A D U R
O 0 . 5 1 > 2 O 2 5 > 1 0 O Fig. 5.— Características estratigráficas y geoquímicas regionales de la Cuenca de Burgos (Tomada de González y Holguín, 1991).
n = 305 1 1
0 2 5 > l ( m g / g )
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N M A D U R O
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Conclusiones sobre la Cuenca Tampico-Misantla
Las mejores rocas generadoras corresponden a las calizas arcillosas y lutitas calcáreas del Jurásico Superior, las cuales se encuentran generalmente maduras. 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 mayor parte de la cuenca, la generación masiva ocurre durante el Mioceno, a pesar de lo corto de la pila sedimentaria (2 a 3 km), a causa del gradiente geotérmico relativamente alto que oscila entre los 25 y 30°C/km en la mayor parte de la cuenca.
Diversas correlaciones roca—aceite concuerdan en que las rocas que dieron origen a los aceites de esta
cuenca corresponden, principalmente, alas formaciones Tamán y Pimienta del Kimmeridgiano y Tithoniano. Aun cuando es importante la capacidad generadora de la Formación Santiago del Oxfordiano, su distribución restringida permite considerar que estas rocas aportaron sólo cantidades limitadas de los hidrocarburos 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, principalmente, de calizas del Albiano-Cenomaniano (For-
22 RAUL GONZALEZ Y NOEL HOLGUIN QUIÑONES
mación Orizaba) y del Campaniano-Maastr icht iano
(formaciones Méndez y San Felipe). Por otra parte,
las lentes arenosas del Mioceno han producido 12 x
lO'' m^ (427 .9 x 10^ pies'*) de gas. Las reservas pro
badas de esta cuenca corresponden al 0 . 5 % de las re
servas totales de México (Figs. 2 y 3 ) .
Jurásico Superior
El Ju rás i co Superior ha sido alcanzado sólo en los
extremos menos profundos de la Plataforma de Cór
doba. Los estudios de pirólisis y ópticos presentan al
gunas muestras con concentraciones de carbono or-
Km ^ 3 Fm AGUA N U E V A ( T U R O N I A N O !
Fm O T A T E S ( A P T I A N O ) Fm P I M I E N T A ( T I T H O N I A N O )
Fm T A M A N ( K I M M E R I D G I A N O )
Fm S A N T I A G O ( O X F O R D I A N O )
Fig. 6.— Sección transversal esquemática y condiciones de madurez de la Cuenca Tampico-Misantla (Tomada de González y Holguín, 1991).
En esta cuenca se diferencian dos elementos geológicos conocidos como Cuenca Terciar ia de Veracruz, 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 Medio, por lo que la poco potente sedimentación terrigena post-eocénica descansa en discordancia angular sobre el Mesozoico. En la Cuenca de Veracruz, 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 Cretácico ni de los gases que se obtienen del Mioceno, pero las rocas que presentan mayor contenido orgánico se han detectado a nivel Jurás ico Superior, Turoniano y Mioceno Inferior y Medio.
gánico e hidrocarburos potenciales ( S j ) de 2 % y
5 mg/g, respectivamente (Fig. 9 ) , que dan una ligera
idea del potencial generador de estas rocas, cuyo ke
rógeno es predominantemente del tipo I I , con fuer
tes aportes de material reciclado ( I V ) por la influen
cia de continentes cercanos.
Cretácico Superior
De las calizas arcillosas obscuras de plataforma ex
terna del Turoniano (Formación Mal t ra ta ) , la mitad
de sus muestras rebasa el 1 % de carbono orgánico
y más de la tercera parte generó más de 5 mg de hi
drocarburos por gramo de roca ( S j ) , lo que indica su
potencial generador. Sin embargo, en casi toda la Pla
taforma de Córdoba , la Formación Mal t ra ta se en
cuentra inmadura, por lo que es poco factible que haya
contribuido de manera importante en la generación
de los hidrocarburos que se extraen del Cre tác ico . El
LAS ROCAS GENERADORAS DE MEXICO 23
kerógeno, predominante en esta unidad, es del tipo I I , con mezclas importantes del tipo I V . Hacia el oriente, los pozos no la han cortado, pero se le considera sobremadura.
Oligoceno
Las rocas del Oligoceno consisten de lutitas marinas gris obscuro, intercaladas con areniscas. Presentan valores altos de carbono orgánico, en su mayoría superiores al 1 % , que en muchas ocasiones sobrepasan el 2 % (Fig. 9 ) . Más 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
forma de Córdoba, estas rocas se encuentran inmaduras, pero hacia el oriente, en la Cuenca Terciaria de Veracruz, se encuentran en condiciones metage-néticas (Fig. 8) . La materia orgánica predominante es de los tipos II y I I I .
Mioceno Inferior y Medio
La información geoquímica del Mioceno indica que las formaciones La Laja, Depósito y Encanto, de dicha edad, contienen cantidades importantes de carbono orgánico que promedian arriba del 5 % , existiendo valores de hasta 1 2 % . Estas formaciones están constituidas por lutitas gris y gris verdoso, cuyo
CUENCA TAMPICO-MISANTLA
EDAD
T E R C.
C R E T A C I
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J U R A S I 0 O
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PROF. Km
M I O C E N O O L I G O C E N O
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Fig. 7.— Características estratigráficas y geoquímicas regionales de la Cuenca Tampico-Misantla (Tomada de González y Holguín, 1991).
2 4 RAUL GONZALEZ Y NOEL HOLGUIN QUIÑONES
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 ) , indican
do por pirólisis que produce cantidades poco signifi
cativas de hidrocarburos gaseosos (Fig. 9 ) .
do establecido. Existe la posibilidad de que estos hidrocarburos hayan sido generados in situ por las rocas encajonantes, dado su carácter generador de gas, pero no se descarta que provengan de rocas más antiguas y que por migración vertical se hayan alojado en las areniscas del Mioceno .
LATAFORMA DE CORDOBA H - CUENCA DE VERACRUZ
N I V E L D E L M A R
C^u\c\^^CRETmCO INF VENTANA DEL E ^ ^ ^ ^ ^ T '
P E T R Ó L E O
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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 ro
cas del Jurás ico Superior han impedido definir con
claridad su potencial generador aunque consideran
do su importancia regional en el Golfo de México ,
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 térmi
ca, las rocas del Jurásico Suf>erior habrían ingresado a
la ventana del petróleo durante el Paleoceno en la Plata
forma de Córdoba y actualmente, se encontraríím al ini
cio de la metagenesis. Hacia el defxx:entro de la Cuenca
de Veracruz, se considera que las condiciones de evo
lución térmica han sido severas para esta unidad.
Las secuencias arcillosas del Mioceno Inferior y
Medio presentan intercalaciones de areniscas que pro
ducen gas y algo de condensado, cuyo origen no ha si-
Los gradientes geotérmicos están claramente rela
cionados a la litologia y espesores de la columna se
dimentaria, de tal manera que hacia el centro de la
Cuenca de Veracruz , donde predominan terrígenos
terciarios, los gradientes varían de 20 a 2 4 ° C / k m ,
mientras que hacia la Plataforma de Córdoba , el de
sarrollo de carbonates y evaporitas provoca gradien
tes de 16 a 2 0 ° C / k m .
CUENCA DEL SURESTE
Bajo el nombre de Cuenca del Sureste se incluye
a las provincias terrestres mejor conocidas como
Chiapas—Tabasco, Sal ina del Istmo y Macuspana ,
además de la parte mar ina conocida como Sonda de
Campeche .
L a Cuenca del Sureste constituye el área petrolera
más importante de M é x i c o con una extracción dia-
LAS ROCAS GENERADORAS DE MEXICO 25
C U E N C A D E V E R Ä C R U EDAD
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MIOCENO
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C. VERACRUZ P. CORDOBA
; o 2 5 »10 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 67% de los 10,565 x 10^ m^ (66,450 millones 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 Terciario desde principios de siglo, la producción acumulada se debe, principalmente, a la explotación de los campos de Chiapas-Tabasco, descubiertos en 1972 y de la Sonda de Campeche, en 1976.
La evaluación de 5,981 muestras analizadas por pirólisis 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 hidrocarburos potenciales, en primer término, las del Ti
thoniano y, en segundo, las del Eoceno Medio, Oligoceno Inferior y Mioceno Medio (Fig. 10).
Jurásico Superior
Las rocas del Jurásico Superior (Tithoniano) presentan 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 hidrocarburos por gramo de roca. Los estudios químicos y ópticos demuestran que contienen kerógeno de tipos I y I I , predominantemente. Están constituidas, principalmente, por calizas arcillosas negras y gris oscuro, depositadas sobre un mar abierto con condiciones anóxicas, durante una transgresión regional que se inició en el Jurásico Medio. Su espesor promedio es de 220 m.
2 6 RAUL GONZALEZ Y NOEL HOLGUIN QUIÑONES
eUENCÂ D O R E S T E
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r r m m n
m n Fig. 10.— Características estratigráficas y geoquimicas regionales de la Cuenca del Sureste (Tomada de Gonzálezy Holguín, 1991).
Actualmente, el Ti thoniano se encuentra en con
diciones de madurez en la mayor parte de la cuenca,
aunque hacia el oriente, en la Plataforma de Yuca
tán, se torna inmaduro hasta su acuñamiento echa
do arriba por el acortamiento de la columna sobreya-
ciente, al iguéil que en un graben del Pl ioceno-Ple is-
toceno hacia el centro de la Sonda de Campeche. Ha
cia el sur, en las estribaciones de la Sierra de Chia
pas, las condiciones de maduración se tornan seve
ras 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 Ti thoniano presenta presiones anormal
mente altas, principalmente en la Sonda de Campe
che y en la parte norte de Ch iapas -Tabasco , provo
cadas por la generación de hidrocarburos.
Eoceno Medio
De 202 muestras analizadas del Eoceno Medio, 113 contienen más del 1 % de carbono orgánico y 48 generaron por pirólisis más de 5 mg de hidrocarburos por gramo de roca (Fig . 10), lo que indica que es potencialmente generador, pero su evolución térmica es aún inadecuada, ya que se encuentra inmadura prácticamente en toda el área, a excepción de las áreas con alto gradiente geotérmico y/o fuerte sepultamiento, como es el caso de la Provincia de Macuspana .
Las secuencias sedimentarias del Eoceno Medio se caracterizan, principalmente, por lutitas y lutitas ben-toníticas gris verdoso, calcáreas, depositadas durante una etapa regresiva regional que se inicia con el Terc iar io . Su espesor promedio es de 100 m y en ella predomina el kerógeno de tipo I L
LAS ROCAS GENERADORAS DE MEXICO 27
Oligoceno Inferior
El Oligoceno Inferior es una unidad netamente ar
cillosa, constituida por lutita plástica gris, con valo
res 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 po
tencial generador, aunque se encuentra generalmen
te inmaduro. Los estudios ópticos indican la predo
minancia de kerógenos tipos II y I I I . Los espesores
varían desde cero, en el centro de la Sonda de Cam
peche, hasta 400 m, al sur. Por su litología arcillosa
y la rápida sedimentación subsecuente del Mioceno
y Plio—Pleistoceno, las arcillas del Oligoceno y par
te del Eoceno se encuentran, en la actuaJidad, fuer
temente sobrepresionadas.
Mioceno Medio
El Mioceno Medio, aun cuando presenta valores
altos de carbono orgánico (Fig. 10), no refleja un po
tencial generador importante según los valores de S 2 ,
debido a la fuerte influencia de material orgánico con
tinental 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.
Conclusiones sobre la Cuenca del Sureste
Se tienen yacimientos de petróleo y gas en arenis
cas del Mioceno en las Provincias Salina y Macuspa
na, pero su origen no se ha establecido con seguri
dad, 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 to
do en el caso del gas, una generación temprana a partir
del kerógeno terciario.
Las rocas generadoras más importantes que se co
nocen en esta área y que han aportado la mayor can
tidad del petróleo que de aquí se extrae, son las cali
zas arcillosas del Tithoniano, que por efectos de mi
gración vertical hacia arriba o hacia abajo han relle
nado las trampas del Kimmeridgiano, Cretácico Me
dio y brechas del Cretácico Superior-Paleoceno. Por
tratarse de una cuenca de alta impedancia con falla
mientos predominantemente subverticales, se propi
cia la migración vertical e imposibilita la migración
lateral a grandes distancias (Fig. 11).
La lenta subsidencia que predominó durante el Cre
tácico, e incluso hasta el Oligoceno, permitió que las ro
cas generadoras del Tithoniano se mantuvieran laten
tes 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, prin
cipalmente, durante el Mioceno al Plio-Pleistoceno.
Por otra parte, los bajos gradientes geotérmicos ac
tuales 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 23°C/km, aunque se tienen
grandes extensiones donde predominan gradientes
menores de 20°C/km y otras con gradientes mayores
de 26°C/km. En las áreas frías se considera que pro
fundidades 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 permi
tido 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 API , aún an
tes de iniciar la perforación.
CUENCA DE SABINAS
La Cuenca (o Golfo) de Sabinas es la única cuen
ca en explotación que no está situada en la Planicie-
Costera 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 consti
tuida 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 formacio
nes La Casita y Pim.ienta del Kimmeridgiano—Ti
thoniano y La Peña del Aptiano Superior. En segun
do término, con concentraciones promedio entre 0.5
y 1 % , se encuentran las formaciones Eagle Ford del
Turoniano y Upson del Campaniano. En esta cuen
ca, el potencial generador ( 8 3 ) es insignificante de
bido a la sobremadurez, especialmente de las rocas
del Cretácico Inferior y más antiguas. Se considera
que el gas de esta cuenca está genéticamente relacio
nado a las rocas del Jurásico Superior, las cuales
28 RAUL GONZALEZ Y NOEL HOLGUIN QUIÑONES
iniciaron la generación desde fines del Cretácico Infe
rior, cuando aún no existían trampas, y salieron de la
ventana del petróleo a fines del Terciar io. El hecho de
que la generación anteceda a las trampas, indica que
los primeros hidrocarburos se perdieron y sólo se pre
servó parte de los que se originaron en tiempos post-
orogénicos, es decir, después del Paleoceno—Eoceno.
del Pozo Lacantún—IB contienen carbono orgánico
entre 0 .5 y 1% e hidrocarburos potenciales ( S j ) oca
sionalmente superiores a 1 mg/g, otorgándoles cierto
potencial generador, pero no muy importante. L a
ausencia de Jurás ico marino, en esta localidad, no da
lugar a suponer que la generación provenga de di
chas rocas, como en el área cercana de la C u e n c a del
СУЕНСД DEL SONDA DE CAMPEHE
PENÍNSULA DE YUCATAN
Km s w
C A M P O A B K A T U N
C A M P O C A N T A R E L L
25 50
Km
R O C A S GENERADORAS DEL TITHONIANO
Y A C I M I E N T O
V V V
V V V S A L
\ G O L F O
\ D E
^ \ M E X I C O
MEXICO / ^
i GUATEMALA
°o°o°°V L E C H O S R O J O S
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
L a Sierra de Chipas es la provincia petrolífera más
recientemente descubierta en México . En 1986 se des
cubrió el Campo Nazareth de gas y condensado, en
una secuencia calcáreo evaporítica del Cretácico In
ferior. Más tarde, en 1990, se descubrió la presencia
de aceite en el Campo Lacantún, en fitologías seme
jantes, pero del Cretácico Medio (Alb iano-Cenoma
niano).
Los análisis geoquímicos realizados en la secuen
cia de anhidritas, dolomías y calizas ligeramente ar
cillosas de estos yacimientos y de otros pozos aleda
ños, no han permitido establecer sólidamente la pre
sencia de rocas generadoras, aunque algunas muestrais
Sureste, sino que la presupone relacionada a las mis
mas facies lagunares y de supremarea del Cre tác ico .
Los estudios de biomarcadores confirman que el aceite
y condensado provienen de una secuencia evaporíti
ca (Philp, comunicación verbal) aun cuando no se ha
establecido una correlación roca—aceite. D e esto se
deduce que los delgados horizontes calcáreos, ligera
mente arcillosos, encajonados entre las ainhidritas, son
los mismos generadores de los productos que alma
cenan.
CUENCA DEL GOLFO DE CALIFORNIA
L a Cuenca del Golfo de California, producto del
riji que separa la Península de Baja California, aloja se-
LAS ROCAS GENERADORAS DE MEXICO 29
dimentos terrígenos arcillo-arenosos del Mioceno al
Redente, cuyo espesor supera los 5,000 metros. En
el Pozo Extremeño—1, único clasificado como pro
ductor, 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 ge
neradoras 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
30°C/km y que llegan a alcanzar los 70°C/km en las
zonas de apertura. En general, se considera que las
condiciones adecuadas para la generación están res
tringidas a los puntos calientes relacionados a dichas
zonas de apertura.
CUENCAS DE CHIHUAHUA Y TLAXIACO
En las cuencas de Chihuahua y Tlaxiaco se cono
cen manifestaciones superficiales y de subsuelo, no co
merciales de hidrocarburos, por lo que se encuentran
actualmente en exploración. Las evidencias prelimi
nares 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 Cuen
ca de Chihuahua, es otra unidad que por su madurez
y contenido orgánico, en ciertas áreas, se ha cataloga
do como generadora, por lo que la exploración a últi
mas fechas se ha enfocado con este objetivo.
CONCLUSIONES
Las rocas generadoras más importantes y más am
pliamente distribuidas de México corresponden a ca
lizas 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 genética
mente con rocas del Jurásico Superior, especialmen
te del Tithoniano!
Algunos yacimientos del Terciario provienen tam
bién de rocas generadoras del Jurásico Superior, aun
que se considera que algunos de ellos pudieran pro
venir de las mismas lutitas terciarias encajonantes.
Pemex está iniciando estudios sistemáticos con apo
yo de biomarcadores, isótopos y otras técnicas analí
ticas e interpretativas, que seguramente permitirán
establecer con precisión el origen de los hidrocarbu
ros, lo que redundará en una exploración más eficiente
del territorio mexicano.
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