Salinas del istmo.

La cuenca de salinas del istmo es una región geográfica, que incluye zonas en aguas profundas, someras y tierra adentro. La cuenca comprende tres áreas principales: Catemaco, Agua Dulce y el cinturón plegado de marbella, los pescadores y la cuenca de Comalcalco y el área de sal somera. (Fig. 1) (Soto-Cuervo A; Ortega-Gonzales; Mora-Oropeza, 2004)

Es una cuenca que tiene continuacion hacia aguas profundas del golfo de México hacia el norte, limita al sur con la sierra de Chiapas. Al oeste con la falla del Istmo que la separa de la cuenca de Veracruz y al oeste con la falla de Comalcalco que la separa del pilar Reforma-Akal o provincia Mesozoica Chiapas-Tabasco. Incluye la subcuenca de Comalcalco en su parte sureste. (Wec México, 2012)

Comalcalco

La subcuenca de comalcalco, esta localizada en el noroeste de la cuenca del sureste, esta delimitada por la plataforma continental del golfo de México hacia el noreste, la falla de comalcalco al sur y la cuenca salina del istmo hacia el noroeste. (Aquino-Lopez Jose Alberto, 2004)

Geología del golfo de México.

La fragmentación y separación inicia de la Pangea en el área que hoy ocupa el golfo de México esta evidenciada por la presencia de lechos rojos que fueron depositados en depresiones continentales, la posición estratigráfica de los lechos rojos en el golfo de México meridional sugiere que su edad de deposito varia desde el Triásico tardío hasta después del Calloviano por que se les ha descrito abajo, lateralmente equivalente y arriba de la sal Calloviana. El proceso tectónico de separación de Pangea prevaleció hasta el final del Jurásico Medio, época en la cual la sedimentación continental estuvo totalmente controlada por procesos tectónicos distensivos.

No se sabe que haya ocurrido sedimentación marina en la parte que hoy ocupa el golfo de México , pero se conoce con certeza que al occidente estaba ocurriendo sedimentación marina contemporánea a la continental y que muy probablemente el mar inicio su lento avance hacia el protogolfo de México desde el pacifico. El avance transgresivo de las aguas del pacifico hacia el oriente fue invadiendo el área del actual golfo de México para formar extensos cuerpos de aguas hipersalinas con circulación

Fig. 1 Ubicación de la cuenca Salinas del Istmo. Y Comalcalco(Soto-Cuervo A; Ortega-Gonzáles v; Mora-Oropeza g. 2004)

Fig. 2. Paleogeografía del jurásico medio en el area del golfo de México, en negro se muestra la distribución actual de la sal. (Ricardo José Padilla y Sánchez , 2007)

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sumamente restringida, y quizá también un clima de tipo desértico, lo que favoreció el deposito de grandes volúmenes de evaporizas en la parte central del golfo de México.

La evidencia con la que se cuenta indica que toda la sal del golfo de México se deposito durante el Calloviano, en una gran cuenca de miles de kilómetros cuadrados, que hoy se encuentra dividida en dos partes, una al norte y otra al sur, por una franja donde no hay sal, tal división sugiere que tuvo que existir en esa parte del golfo una zona mas alta y estrecha asociada con la presencia de una cresta de generación de corteza oceánica que indujo el movimiento del bloque de Yucatán hacia el Jurásico temprano y medio. Aunque el proceso de rifting fue lento, el deposito de la sal fue relativamente rápido pues se realizo en un lapso aparente de 5 millones de años durante el Calloviano. (Fig. 2)

La masa mayor de sal se deposito primero en la parte central del golfo de México, pero posteriormente, a medida que la invasión por aguas marinas iba progresando, se desarrollaron en sus bordes plataformas muy amplias en donde la circulación de agua era muy restringida y estaban limitadas hacia el mar por largas barreras de oolitas, estas condiciones favorecieron el deposito de otras mas de sal en las zonas lagunares que bordeaban la cuenca.

El movimiento del bloque de Yucatán hacia el sur se realizo a lo largo de dos sistemas de fallas transformantes denominados la falla Tamaulipas Oaxaca, la existencia de esta falla esta sustentada en evidencias geológicas, paleogeográfica, y geofísica. (Robin, 1982) ha sugerido que esta falla constituye el limite entre los basaltos, andesitas y dacitas de la franja volcánica trasnmexicana y las rocas alcalinas e hiperalcalinas de la planicie costera del golfo de México. En el articulo publicado por Alaniz-Alvarez et al (1996) se determino que esta falla tuvo un movimiento de transcurrencia durante el jurasico medio (Fig. 3). Al final del Calloviano la falla cambio su desplazamiento lateral a vertical y actúo como un sistemas de fallas normales que favorecieron la subsidencia del piso del golfo de México.

Fig. 3. Estructuras regionales que afectan la corteza continental del México, en ella se puede aprecia a la falla Tamaulipas-Oaxaca, que fue la que ocasiono la apertura del golfo de México. ((Ricardo José Padilla y Sánchez , 2007)

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El moviendo de la falla transformante Tampico-Oaxaca tuvo un papel muy importante en la apertura y posterior evolución tectónica del golfo de México.

Para el Tithoniano, la velocidad de subsidencia se hizo mas lenta y predomino la sedimentación de secuencias de estratificación delgada de lutitas y carbonatos con lo que aumento considerablemente la presencia de organismos probablemente favorecidos por el clima templado. (Fig. 4)Los Horst formados en el basamento premesozoico bordeando la parte occidental del golfo de México permanecieron emergidos y aportando sedimentos clásticos. Durante este periodo se depositaron en la cuenca lutitas muy ricas en materia orgánica, con delgadas intercalaciones de carbonatos, la estabilidad tectónica fue tan grande que las rocas depositadas conservaron características litológicas muy similares en toda la cuenca. El espesor de la rocas del Tithoniano varia en el sur (tabasco) y el occidente del golfo de México (Veracruz y Tamaulipas) de 400 a 500 metros y disminuye a 100 metros hacia el norte del país.

para el Neocomiano superior, 132 a 121 Ma. aumento la velocidad de subsidencia de las plataformas que bordeaban el golfo de México, favoreciendo así el deposito de gruesos paquetes de carbonatos con menores cantidades de lutitas intercaladas y con espesores superiores a los 1500 en promedio, secuencias menos gruesas se depositaron en las zonas mas profundas la cuenca, mientras que en los bordes de la plataforma se formaban largas franjas de arrecifes de rudistas.

Durante el cretácico la forma y tamaño de la cuenca del Golfo estuvieron determinadas por las plataformas calcáreas, a partir del Eoceno tardío la nueva forma de la cuenca dependió totalmente del flujo de la sedimentación clástica, como consecuencia del aporte masivo de sedimentos la sal y arcilla de la parte meridional del golfo de México empezaron a movilizarse, formándose rollers, diapiros y lenguas, así como también contribuyendo a la sobrepresurización de las masas de arcilla. (Ricardo José Padilla y Sánchez, 2007)

Geología de las cuencas Salinas del Istmo y Comalcalco

Con la apertura del Golfo de México en el Triásico Tardío-Jurásico Temprano, estas provincias inician su etapa de Rift que creo una serie de horts y grabens (Fig. 5) y que culmino a finales del jurasico medio, pasando una etapa de deriva (drift) hasta principios del Cretácico temprano. Al igual que a las demás provincia que circundan el golfo de México desde inicio de la etapa de deriva a principios del Jurásico Tardío y durante el Cretácico, esta región se comporta como una margen pasiva desde finales

Fig. 4. Paleografía del Tithoniano superior . nótese la gran extensión de las áreas de plataformas someras, en donde ocurrió el deposito de rocas ricas en materia orgánica. (Ricardo José Padilla y Sánchez , 2007)

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del Cretácico hasta el Oligoceno, conforme el bloque de Chortis se desplazo hacia el sureste a lo largo del sistema de fallas Motagua-Polochic, una deformación compresiva equivalente en parte a la orogenia Laramide afecto el sur de las provincias produciendo el plegamiento de las rocas del Jurásico y del Cretácico..(Fig. 6)

Durante el oligoceno tardío se presenta un periodo de quietud tectónica al disminuir el movimiento relativo de las placas norteamericana y caribeña. Durante el mioceno, al continuar el desplazamiento del bloque Chortis (ver Fig. 6) hacia el este y establecerse el centro de expansión de la placa de cocos sobre la trinchera mesoamericana al sur de México, se produjo la orogenia Chiapaneca. En las cuencas de Salinas y Comalcalco este evento se manifiesta principalmente por la compresión con tendencia hacia el noreste que creo pliegues de orientación noroeste-sureste en rocas Mesozoicas y del Paleógeno. Es probable que los cinturones plegados de Catemaco, Agua Dulce y Marbella conformados por pliegues del Mioceno medio de orientación noreste suroeste hayan sido producidos en parte para compensar la apertura del cuenca Macuspana. Posteriormente, en el Plioceno, inicia el colapso gravitacional hacia el noroeste y la evacuación de sal, lo que dio lugar a la formación de la cuenca de Comalcalco, este régimen distensivos continua en la actualidad.La cuenca Salinas del Istmo se caracteriza por diapiros, paredes, lenguetas y toldos de sal que dieron lugar a la formacion de cuencas por evacuacion de sal y colapso gravitacional, tales como la cuenca comalcalco, y minicuencas desarrolladas por la evacuacion de sal en las que los sedimentos terciarios conforman sinclinales. Las rocas Mesozoicas y Paleogenas presentan pliegues y cabalgaduras con direccion noreste-suroesre y vergencia hacia el noroeste mientras que en el Terciario se presentan fallas lístricas con inclinacion noroeste y fallas lístricas contra regionales con inclinacion al sureste(Fig. 7). (Wec México, 2010)

Fig. 5. En la figura podemos observa una imagen mas detalla de la formación de las cuencas del sureste. (Ángeles-Aquino, 1983)

Fig. 6. En la imagen se puede apreciar el movimiento del bloque de Chortis, que produjo la orogenia Chiapaneca y el fallamiento de las cuencas Salinas del Istmo y Comalcalco. (Ángeles-Aquino, 1983)

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Las cuencas de Salina del Istmo y Comalcalco se origina en el Terciario, durante el cual ocurrió el levantamiento de la porción occidental de México, el plegamiento de la sierra madre oriental y el hundimiento por afallamiento del anticlinorio de Chiapas, que propiciaron en el sur de Veracruz, tabasco y norte de Chiapas, la sedimentación marina terrígena, el desarrollo de la cuenca Salina del Istmo y el surgimiento de la cuenca de la llanura costera del golfo. Al cabo de millones de años de recomposición de las morfoestructuras terrestres de la región, se conformo una extensa cuenca en la cual se depositaron gruesas capas de sedimentos finos, lodos arcillo-arenosos y lodos calcáreos (mudstone) en las que se formaron columnas salinas, cuyas surgencias produjeron resbalamiento de los sedimentos hacia los arqueamientos y sinclinorios de los domos, fue así como a partir del Jurásico, las invasiones y regresiones marinas, la formación de sistemas lagunares de plataforma marina, junto con condiciones favorables de luminosidad y temperatura, y la abundancia de las sales minerales, propiciaron intensos procesos de formación de materia orgánica. (Zarate María Antonia, 2003)

Estratigrafía de la cuenca Salinas del Istmo y la cuenca de Comalcalco.

Se infiere que el basamento en esta provincia es similar al que se ha detectado en la sierra de Chiapas y plataforma de Yucatán, donde esta constituido por granitoides y esquistos Paleozoicos como parte de una corteza continental adelgazada que conforma horst, grabens producidos durante la apertura del golfo de México, los depósitos sedimentarios inician con una secuencia de lechos rojos en la formación

Fig.7. Secciones geológicas de la cuenca de Comalcalco y salinas del istmo,. (Ricardo José Padilla y Sánchez , 2007)

Fig.8. Modelo geológico de la Cuenca Salinas del Istmo. (Wec México, 2010)

Fig. 9. Modelo geológico de la cuenca de Comalcalco en el área de Juspi-Giralda, (Hugo Leonardo Martínez Kemp, 2005)

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todos santos derivados de la erosión del basamento y rocas volcánicas depositadas en grabens durante el Triásico Tardío y Jurásico Temprano, sobre estas rocas se acumularon gruesos depósitos de sal durante el Calloviano producto de la evaporación de agua de mar, con anhidrita y lechos rojos hacia las partes expuestas. Sobre la sal se establecen en estas provincias condiciones marinas normales a finales del Calloviano- principios del Oxfordiano y se depositan calizas de cuenca carbonosas, calizas de rampa externa, grainstone oolíticos de rampa interna que pasan transicionalmente hacia la sierra de Chiapas y hacia la plataforma de Yucatán a sedimentos silicoclasticos costeros evaporíticos y continentales del grupo Ek-Balam de la formación San Ricardo. Los grainstone oolíticos Oxfordiano no solo se restringen a la rampa interna sino que también se desarrollan alrededor de levantamientos diapiricos incipientes de la sal subyacente en la rampa media y externa.(Wec México, 2010) Las rocas del Jurásico Superior (Tithoniano) están constituidas principalmente, por calizas arcillosas negras y gris obscuro, depositadas sobre un mar abierto con condiciones anóxicas, durante una transgresión regional que se inicio en el Jurasico medio. Su espesor promedio es de 220m actualmente el Tithoniano se encuentra en condiciones de madurez en la mayor parte de la cuenca.(Gonzáles García Raúl, Holguín Quiñones Noel, 1992)Para el Neocomiano estas facies se depositan con un patrón progradante, quedando cubierta casi toda la provincia por calizas dolomíticas de facies someras y calizas arcillosas pelágicas en el extremo norte. Durante este tiempo comienza el desarrollo de la plataforma Artesa-Mundo Nuevo. Desde el Barreniano el comportamiento se vuelve retrogradante, depositándose anhidritas y dolomías, a finales del Aptiano se depositaron calizas Mudstone y Lutitas.(Wec México, 2010)Para el Albiano (Cretácico Medio) se restableció en la porción sur la sedimentación marina carbonatada somera, depositándose las calizas y dolomías con intercalaciones de lutita y bentonitas de la formación Sierra Madre, mientras que hacia las partes mas profundas ubicadas al norte, se depositan calizas pelágicas arcillosas con bandas de pedernal. A fines del Cenomaniano otra transgresión que culmina en el Turoniano, permite el deposito de calizas arcillosas y lutitas calcáreas de aguas profundas en la mayor parte de la provincia. Sin embargo, en la parte sur y sureste de la provincia, así como en la plataforma Artesa-Mundo Nuevo, prevaleció el depósito de calizas Bentoníticas y lutitas de agua somera hasta el Santoniano, equivalentes a las formaciones San Felipe. (Subdirección técnica de exploración, PEP, 2010)Durante el Maastrichtiano se depositaron calizas Bentoníticas e intercalaciones de lutitas equivalentes a las formaciones san Felipe y Méndez.En el Cretácico Tardío se deposito un grueso de paquetes de brechas carbonatadas con clastos de calizas someras como un delantal a lo largo del talud. (Fig. 10) (Wec México, 2010)

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Para el paleoceno la sedimentación en la provincia paso a ser predominantemente siliciclástica debido a los efectos laramídicos. En el Eoceno se depositaron conglomerados aluviales y fluviales en la porción sur que transcionalmente pasan a ambientes deltaicos, costeros y de plataforma.(Subdirección técnica de exploración, PEP, 2010)Las secuencias sedimentarias del Eoceno Medio (Luteciense) se caracterizan, principalmente, por lutitas y lutitas Bentoníticas gris verdoso calcáreas, depositadas durante una etapa regresiva regional que se inicia con el terciario. Su espesor promedio es de 100 m. El Oligoceno Inferior (Rupeliense) es una unidad netamente arcillosa, constituida por lutita plástica gris, con valores superiores al 1% de carbono orgánico en el 60% de las 196 muestras analizadas, los espesores varían desde cero hasta 400 m, por su litología arcillosa y la rápida sedimentación subsecuente del mioceno y Plio-Pleistoceno, las arcillas del oligoceno y parte del eoceno se encuentras en la actualidad, fuertemente sobrepresionadas.(Gonzáles García Raúl, Holguín Quiñones Noel, 1992)En el Mioceno la actividad tectónica se manifiesta en la provincia con el inicio de la deformación chiapaneca que provoco levantamiento y erosión con el influjo de terrígeno y la progradación de los sistemas de plataforma desde el sur dando lugar al deposito de areniscas y lutitas Bentoníticas, durante el Mioceno tardío continuo el deposito de areniscas y limolitas en facies de una plataforma progradante hacia el norte y noroeste, sobre el pilar Reforma-Akal y Salina del Istmo, donde estuvo controlado en un porción importante por la tectónica salina9. El evento chiapaneco en la cuenca Salina del Istmo y Comalcalco se manifestó con la formación de pliegues de orientación noreste-suroeste de los cinturones plegados de Catemaco, Agua Dulce y Marbella y eventos de evacuación de sal desde el extremo sur hacia el norte.

A principios del Plioceno se produjo un evento transgresivo que deposito rocas arcillosas que funcionan como sello. En periodos de nivel base bajo, se formaron algunos valles de incisión por el que el sedimento fue transportado hacia las partes mas profundas hacia el oeste y noreste y depositando abanicos submarinos en cuencas producto de la evacuación de sal (Comalcalco). La acumulación y progradación de sedimentos provenientes del sur provoco la evacuación de sal y el

Fig.10. Modelo Paleoambiental del Cretácico Tardío (Milland y Soriano 2008, modificado por Rojas 2010)

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colapso gravitacional hacia el noreste a lo largo de la falla de Comalcalco, dando lugar a la formación de esta cuenca. En esta cuenca se acumulo un grueso paquete del Plioceno a medida que el sistema de plataforma clástica progradó hacia el norte. Estas areniscas fueron depositadas en ambientes de plataforma en la parte sur (área terrestre y parte de la plataforma continental actual) y como sistemas tubidíticos de ambientes profundos en la parte norte.

En la cuencas del sureste se ha utilizado una subdivisión litoestratigráfica para el eoceno-plioceno que incluye las formaciones Conglomerado Uzpanapa, Lutitas y Conglomerados Nanchital, La Laja, Deposito, Encanto, Concepción Inferior y Superior, Filisola, Paraje Solo, Agueguexquite y Cedral.(Wec México, 2010)

Sistema Petrolero.

En las provincias petroleras se han reconocido sistemas petroleros asociados a cuatro niveles generadores principalmente: Oxfordiano, Tithoniano, Cretácico Inferior y Mioceno inferior, Cronoestratigráficamente la roca Generadora del Oxfordiano Tardío presenta facies de carbonatos ricos en materia orgánica que contienen una mezcla de Kerógeno tipo I y II, el cual bajo condiciones de madurez, carga rocas almacenadoras del Oxfordiano Temprano en la porción marina. La segunda roca generadora corresponde al Tithoniano que es la de mayor importancia; está constituido por las calizas arcillosas y lutitas calcáreas ricas en materia orgánica que contienen Kerógeno tipo II y IIS en caso de contener azufre, esta roca carga rocas almacenadoras del Kimmeridgiano, Tithoniano, Cretácico, Eoceno y Mioceno-Plioceno. Un tercer nivel generador se ha relacionado al cretácico inferior con un Kerógeno tipo I y II y que en condiciones de madurez ha contribuido con hidrocarburos a las rocas almacenadoras del cretácico en el sector de plataforma aislada Artesa-Mundo Nuevo; finalmente se tiene una cuarta roca generadora en la cuenca de Macuspana, constituida por lutitas del Mioceno inferior con Kerógeno tipo II y III, las cuales han generado gas y condensado en zonas con mayor gradiente geotérmico y mayor sepultamiento que son almacenados en secuencias silicoclásticas del Mioceno medio-superior y Plioceno y que en ocasiones llegan a tener mezclas de aportes del Tithoniano. En la parte norte de esta cuenca se tiene una mínima presencia de gas biogénico.

Sistema petrolero Oxfordiano-Oxfordiano. Roca generadora.Este sistema petrolero las lutitas calcáreas son las responsables de generar hidrocarburos, que, cuando las condiciones estructurales lo permiten, alimentan a las

Fig. 11. Tabla de eventos en Salinas del Istmo-Comalcalco, en ella se puede observar la formación de las rocas sellos, almacenadota, generadora y la migración. (Tomado de Clara, Villanueva y Caballero 2006)

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rocas almacenadotas conformadas por arenas de la parte inferior del Oxfordiano. Las rocas generadoras del Oxfordiano, en la porción mariana, han sido detectadas en algunos pozos ubicados a lo largo del borde noreste de la plataforma de Yucatán y en pozos ubicados al sur.

Roca almacenadora.los hidrocarburos con afinidad Oxfordiano se han encontrado en rocas almacenadoras del Oxfordiano Inferior, están representadas por litofacies de arenas depositadas en un ambiente eólico y costero. Presentan porosidad entre 15% y 17% y un espesor promedio de 50 m.

Roca sello.La roca sello está compuesta por la secuencia litológica del Oxfordiano que se describe como una secuencia de anhidrita. Se encuentra ampliamente distribuida en toda el área de estudio y tienen un espesor promedio de 60 m.

Trampa.De acuerdo a las diferentes fases tectónicas que afectaron el sureste de México, la fase extensional del Jurásico Tardío-Cretácico Temprano estructuro las rocas almacenadotas del Oxfordiano en bloques rotados estilo domino nucleados por sal. Conformando trampas de tipo homoclinal con cierres contra falla, las cuales han resultado productoras en la región marina. (Fig. 12)

Sistemas petroleros Tithoniano-Kimmeridgiano-Cretácico-Paleógeno-Neógeno.

Elementos del sistema Tithoniano Kimmeridgiano.

Roca Generadora.La principal roca generadora en la provincia petrolera sureste corresponde a las del Jurásico Superior Tithoniano, siendo un elemento común para cada uno de los sistemas petroleros que se describen a continuación.

Fig. 12. Características estructurales de las trampas a nivel Oxfordiano. (Subdirección Técnica de Exploración, PEP, 2010)

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Las rocas del Tithoniano están constituidas de calizas arcillosas y lutitas calcáreas las cuales son las responsables de la generación de los hidrocarburos almacenados en diferentes niveles estratigráficos como lo son el Kimmeridgiano, Cretácico, Eoceno, Mioceno y Plioceno, esto esta comprobado por la correlación de los biomarcadores entre los extractos de roca generadora y los fluidos. Durante el Tithoniano se manifiesta una marcada elevación generalizada del nivel del mar o fase de inundación, por lo que se desarrolla el deposito de una secuencia arcillo calcárea; prevaleciendo las condiciones para la formación de capas de lutitas negras carbonatadas con importantes cantidades de materia orgánica.

Roca Almacenadora.La roca almacenadota del Kimmeridgiano está representada por facies de packstone-grainstone de ooides, dolomías con sombras de ooides y mudstone-wackestone dolomitizado, con porosidades que varían de 4 a 12% y espesores que van de 25 a 300 m; además al occidente está representada por facies de wackestone a packstone de peloides e intraclastos ligeramente dolomitizado con intercalaciones de lutitas, con espesores delgados de 22 a 30 m, que corresponden a flujos tubidíticos de frente de banco.

Roca sello.La roca sello para este sistema petrolero esta compuesta por la secuencia litológica del Tithoniano, descrita como una secuencia arcillo-calcárea, constituida por mudstone arcilloso, mudstone-wackestone arcilloso en ocasiones de bioclastos e intraclastos, parcialmente dolomitizado, con intercalaciones de lutita negras bituminosas, ligeramente calcáreas y en partes carbonosas, tienen un espesor promedio de 200 m.

Trampas.Los yacimientos Mesozoicos, se encuentran gobernados por elementos paleogeográficos, diagenéticos y estructurales que determinan la extensión y efectividad de las trampas. Estructuralmente, toda la secuencia mesozoica y parte de las rocas del paleógeno se encuentran afectadas por los efectos compresivos del mioceno medio, que provocaron la formación de estructuras plegadas y afalladas con orientación NW-SE. La geometría de las estructuras, está fuertemente relacionada con la presencia de sal, que funciono como despegue inferior y ocasionalmente se presenta en el núcleo de los anticlinales. Tenemos pliegues angostos contra falla, en paquetes calcareníticos o dolomías fracturadas, domos fragmentados por ampollamiento de sal armados en calcarenitas y dolomías, y trampas relacionadas a deformación extensional de bloques rotados por fallas normales. (Fig. 13)

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Elementos del sistema Tithoniano-Cretácico.

Roca generadora.El elemento roca generadora corresponde a la roca del Jurásico Superior antes descrito. Este sistema es el mas importante, de donde se han recuperado grandes volúmenes de hidrocarburos.

Roca Almacenadora.La roca almacén del Cretácico inferior está constituida por mudstone-wackestone Bentoníticos y arcillosos, fracturados, con foraminíferos, bioclastos e intraclastos, en ocasiones dolomitizadas y mudstone-wackestone con cuarzo terrígeno e intercalaciones de lutitas limosas de color negro. La porosidad varia de 2 a 8%, con espesores de 25 a 700 m. Son calizas depositados en ambientes marinos de plataforma, talud y cuenca. La roca almacén del Cretácico medio Albiano está constituida por mudstone-wackestone de foraminíferos y dolomías microcristalinas, fracturadas, con laminaciones y estilolitas y en el Cenomaniano por mudstone-wackestone arcilloso fracturado, con intercalaciones de lutita arenosa y limosa con abundante foraminíferos planctónicos. La porosidad varia de 2 a 8% llegando a ser de hasta 16 % y los espesores van de 25 a 500 m.Las roca Almacenadora del cretácico superior esta representada por una brecha calcárea dolomitizada, que varia de color gris claro, café claro a crema, en partes Bentoníticas con exoclastos que varían de .2 a 15 cm, los cuales están constituidos de mudstone café claro a crema dolomitizado, en partes cretoso, con mudstone-wackestone café claro de bioclastos e intraclastos en una matriz calcáreo-bentoníticas dolomitizadas total o parcialmente, con una porosidad entre 4 y 24% y espesor neto promedio de 250 m.

Roca sello.Las rocas sello para el sistema petrolero Tithoniano-Cretácico corresponden a las litofacies que se encuentran representadas en su mayor parte por mudstone-wackestone altamente arcillosos, mudstone arcilloso con intercalaciones de arcilla, y dolomías arcillosas cripto y microcristalinas que se encuentran intercaladas con mudstone dolomítico y/o recristalizado. Los espesores se encuentran entre 3 y 38 m.

Fig. 13. Mapa de localización y sección sísmica interpretada de trampas típicas del Jurásico Superior Kimmeridgiano. Se observan pliegues por expulsión y pliegues amplios con cierre contra falla, en este caso afectando a las calcarenitas dolomitizadas.(Subdirección Técnica de Exploración, PEP, 2010)

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Trampa. (Fig. 14)Durante la compresión del mioceno que afecto a la provincia petrolera del sureste, el plegamiento formó trampas en:Pliegues amplios cabalgados e imbricaciones en brechas calcáreas de talud de la coma del cretácico.Domos fragmentados por ampollamientos de sal en calizas clásticas de plataforma y brechasPliegues amplios, en ocasiones fusiformes, afallados en uno o ambos flancos, orientados NW-SE, en calizas dolomitizadas y fracturadas de talud y cuenca.Pliegues angostos, afallados en su flancos de relieve alto, con orientación NNW-SSE, en calizas de plataforma.Pliegues angostos afallados en uno o ambos flancos en calizas y dolomías de cuenca fracturadas.

Elementos del sistema petrolero Tithoniano-Paleógeno-Neógeno.

Roca generadora.El elemento de roca generadora corresponde a la roca del Jurasico Superior Tithoniano descrita al inicio.

Roca almacenadora.Las rocas almacenadoras del Paleoceno-Eoceno en el área marina distribuyen en forma de abanicos constituidos de arenas calcáreas. Las rocas almacén del mioceno medio superior en la porción terrestre de la provincia salina del istmo, corresponde a arenas y areniscas en su base son de facies de aguas profundas, representados por depósitos de talud en facies de canales amalgamos y algunos abanicos turbidicos; y hacia la cima, en la porción central y sur de la cuenca, se tienen depósitos de canales amalgamados y abanicos de talud. Los espesores de estas arenas varia de 8 a 32 m con porosidades de 15 a 20 %. El sistema de deposito deltaicos se puede observar en la cuenca salina del istmo como facies de planicie deltaica y lagunares, pasando hacia

Fig.14. mapa de localización y sección sísmica interpretada de trampas típicas del cretácico. Se observan pliegues en expulsión y pliegues amplios afallados en uno o ambos lados y domos fragmentadas por ampollamiento de sal.(Subdirección Técnica de Exploración, PEP, 2010)

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el norte a facies de barrenas deltaicos agrandantes, continuando su desarrollo hasta encontrar los depósitos de canales y abanicos de talud hacia la parte marina. Para el plioceno medio, estas mismas facies de barras deltaicos que varían a canales y abanicos de talud hacia el norte se desarrollan en la porción marina.

Roca sello.La roca sello para el sistema se constituye por capas de lutitas intraformacionales que alternan con cuerpos arenosos, con espesores que varían de 4 a 50 m. Para algunos niveles del plioceno, existen sellos regionales asociados a superficies de máxima inundación que llegan a tener espesores de 100 a 300 m y se ubican hacia la parte superior del plioceno inferior y medio.

Trampas.Trampas estructurales plegadas, trampas combinadas asociadas a depósitos arenosos que tienen componente estructural debida a movimiento de sal o al fallamiento extensional reciente.Trampas asociadas a acuñamientos arenosos contra diapiros o paredes de sal, trampas asociadas a estructuras domicas con fallamiento normal originadas por empuje salino y trampas definidas por estructuras homoclinales con cierres contra fallas normales contraregionales, asociadas a la evacuación de sal. (Fig. 15)

Formaciones y cronoestratigrafía de Comalcalco y Salina del Istmo.

Edad Formación Carácter litológicoPlioceno Acalapa 130 m ConglomeradoMioceno Cedral 150 m Arcilla gris verdosa azules no

estratificadas, con arenas y grava interestratificada.

Agueguexquite 500 m

Lutitas, arenas, areniscas y toba (solamente en el área de tonalá).

Paraje solo 800 m Arenas, lutitas grises con lignita y material carbonosa, en ocasiones grava y concreciones calcáreas. Macrofósiles muy abundantes

Filisola 340 m Arenas amarillas y grises micáceas y areniscas.

Concepción superior 253 m

Lutitas no estratificadas grises con arenas y areniscas

Concepción inferior 213 m

Lutitas grises y azules con venas frecuentes de anhidrita y arenas

Fig. 15. Sección estructural de las trampas asociadas a tectónica salina. (Subdirección Técnica de Exploración, PEP, 2010)

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interestratificadas,Encanto 805 m Lutitas verde olivo con capas de arenas

de diferentes espesores

Oligoceno Depósito 800 m Lutitas y areniscas con tobas blancas y verdes

La Laja 1400 m Lutitas con foraminíferos y margas de gran espesor con delgadas particiones de arenisca y toba blanca.

Conglomerado Nanchital 230 m

Conglomerados no estratificados, lutitas gris azules y ligniticas, areniscas gruesas y toba blanca.

Lutita Nanchital Lutitas pardas a grises no arenosas, con areniscas delgadas de grano fino.

Cretácico Superior

Méndez y san Felipe c800 m

Marga arcillosa en la cima y calizas densas delgadas interestratificada con lutitas

Cretácico medio

Caliza Sierra Madre Calizas de rudistas gris y cristalina

Jurásico Superior

Turoniano Kimmeridgiano

Lutita, areniscas y calizas obscuras y bituminosas.

(Manuel Álvarez jr. 1950)

Cronoestratigrafía

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Registros geofísicos de Salina del Istmo y Comalcalco

Fig. 16. Cronoestratigrafía de Comalcalco y Salina del Istmo (de izquierda a derecha). (Blanca Adriana Méndez Ortíz, 2007)

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Explotación.

Explotación en salina del istmo.La cuenca salinas del istmo tiene una historia larga y prolífica producción de petróleo, y continua proporcionando objetivos de exploración, la exploración se inicio en 1902 con la perforación de Amesquite-1. En 1906, el san Cristóbal-1, descubrió el primer campo, y la producción comenzó en 1910, con el descubrimiento del campo Ixhuatlán. En los años 60 el campo 5 presidentes fue descubierto. (Soto-Cuervo A; Ortega-Gonzales; Mora-Oropeza, 2004)

La historia del desarrollo económico de la zona comienza en 1906 cuando la compañía inglesa Pearson & Son Limited- que había sido contratada por el gobierno de Porfirio Díaz para la construcción del ferrocarril transístmico Coatzacoalcos-Salina Cruz- Localizo algunas chapopoteras en lo que hoy se conoce como cuenca Salina del Istmo, habiendo perforado varios pozos en un pequeño campo llamado San Cristóbal, cerca de Minatitlan, Ver. Antes de obtener la primera producción comercial, posteriormente en 1907 se establece la refinería de Minatitlan. Posteriormente, a principios de la década de 1920, la Compañía Mexicana de Petróleo El AGUILA, fundada por Pearson & Son Ltd; inicio la explotación de las recién descubiertos campos petroleros, Ixhuatlán,

Fig. 16. Registros geofísicos de Salina del Istmo. (Soto-Ortega-Mora, 2009)

Fig. 17. Registros Geofisicos del área de carrizo en la cuenca de Comalcalco. (PEP, 2010)

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Tonalá, El Burro y El Plan, con ello México se convirtió en el tercer productor mundial de petróleo. Una vez nacionalizada la industria petrolera, PEMEX inició actividades exploratorias en la zona sur de Veracruz, a partir de los cuales se descubrieron los campos de Moloacán (1948), La Venta (1954), Cinco Presidentes (1960). (Zarate María Antonia, 2003)

Explotación en Comalcalco.La explotación de la cuenca de Comalcalco empezó con el descubrimiento de el campo El Golpe con el pozo El Golpe-1, perforado en 1963 y que produjo gas y aceite de la formación concepción superior. La primera fase de desarrollo se dio entre 1966 y 1972, con la perforación de 87 pozos. En 1971 se alcanzo una producción de 21 600 bpd de aceite y 29 mmpcd de gas, en 1974 la producción declino. El campo Santuario se descubrió en 1967 con la perforación del pozo Santuario-1 a una profundidad de 3614 m y que produjo gas y aceite de la formación concepción superior, en los intervalos de 2932-2938 m y 2863-2872 m. La primera fase de explotación del campo se dio entre 1967 y 1978 con la perforación de 35 pozos que llegaron a producir 10200 bpd de aceite y 7.6 mmpcd de gas en 1973, durante el periodo de 1978 y 1983 la producción declino. A pesar de los trabajos realizados al campo la caída en la producción no pudo detenerse hasta 1986. Durante el periodo que abarca los años 1996-2000 los trabajos realizados aumentaron la producción nuevamente. Mas tarde para el 2008 la producción había declinado nuevamente. Se prevé que los nuevos trabajos de perforación incremente la producción a 6200 bpd de aceite y 3.4 mmpcd para el 2010. El campo Caracolillo se descubrió en 1969, con la perforación del pozo Caracolillo-2 que alcanzo una profundidad de 2850 m y que produjo aceite y gas de la formación concepción superior, en los intervalos de 2864-2872 m.El campo se desarrollo entre 1969 y 1972, la máxima producción fue de 2218 bpd de petróleo y 2.13 mmpcd de gas y se alcanzó en 1973, luego de este año la producción declino hasta llegar a 52 bpd y 0.13 mmpcd. En junio de 1992 la producción se detuvo. (PEMEX exploración y producción, 2010, Executive summary block Santuario)

Explotación

Activo integral 5 presidentes.

El Activo integral Cinco Presidentes se encuentra ubicado en la cuenca de Salina del Istmo, se ubica al sur del Golfo de México, en la parte mas angosta del istmo de Tehuantepec entre los ríos Coatzacoalcos y Tonalá. (Fig.18)

Link a la lámina descriptiva del proyecto

Agua DulceCoatzacoalcos

Activo Integral 5 Presidentes

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Se localiza 50 Km. al oriente de Coatzacoalcos, Veracruz. Esta compuesto por 20 campos los cuales son: Ogarrio, San Ramón, Sánchez Magallanes, Cinco Presidentes, Rodador, Blasillo, Guárico, Rabasa, Nelash, Tiumut, Lacamango, Cerro Nanchital, Otates, La Central, Bacal, Los Soldados, Arroyo Prieto, Moloacán, Cuichapa y Brillante. (Fig. 19)

El activo inicio su producción en 1928, posee un área de 10 820 km2 , el activo poseía un volumen original de aceite de 7096 mmb y 6620 mmmpcd.Tiene una producción acumulada de 1784 mmb y 2178 mmmpc, tiene una reserva remante de 258 mmb y 369 mmmpc. Posee 4869 pozos de los cuales 493 están operando, de ellos 117 son fluyentes, 247 con bombeo neumático, 109 con bombeo mecánico y 20 pozos inyectores.

La producción actual de este activo es de 93 250 bpd y 119.204 mmpcd. (ver grafica de producción histórica Fig. 20) (PEP, 2012)

Fig. 18. Localización del activo integral Cinco Presidentes. (PEP 2012)

Fig. 19. Ubicación de los campos de los activos Cinco Presidentes y Bellota Jujo. (Méndez Ortiz Blanca Adriana, 2008)

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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 201230

40

50

60

70

80

90

100

40

60

80

100

120

140

160Producción histórica

Qo (mbpd)

Qg (mmpcd)

Activo Integral Bellota-Jujo

Se encuentra ubicado geológicamente en la cuenca de Comalcalco. Abarca los municipios de Cárdenas, Comalcalco, Cunduacán, Huimanguillo y Paraíso en el estado de Tabasco. (Fig. 21).

El activo esta compuesto por 21 campos, los cuales son: Ayapa,

Bellota, Caracolillo, Cárdenas, Costarrical, Cuatajapa, Chinchorro, Chipilín, Edén, El Golpe, Fénix, Jacinto, Jolote, Jujo, Mayacaste, Minerva, Mora, Palangre, Paredón, Puerto Ceiba y el Santuario. (Subdirección región sur, gerencia de construcción y mantenimiento).Al 2009 el activo integral Bellota Jujo presentaba reservas de aceite 29.6 mmb para aceite pesado, 798.5 mmb de aceite ligero, 267.5 mmb de aceite superligero. reservas de gas natural de 2361 mmmpc para aceite asociado, y 131.5 mmmpc para gas no asociado. (PEMEX, 2009) El activo Bellota Jujo presento en 2010 una producción 160.2 mbd, y 305.9 mmpcd. (PEMEX, 2011)

Fig. 20. Producción estimada del activo integral Cinco Presidentes (PEP, 2012)

Fig. 21. Ubicación del activo integral Bellota Jujo. (PEMEX, 2009)

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El activo Bellota Jujo tiene hasta agosto de 2012, 1169 pozos perforados de los cuales 647 están taponados, 119 esta programado su taponamiento, 403 están produciendo o tienen posibilidades de producir. (Estado de pozos, 2012).

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Soto-cuervo A; Ortega-Gonzáles V; Mora-Oropeza G. 24 de octubre de 2004, PEMEX Exploración y Producción. Present and future of the Salina del istmo basin and its offshore extensión into the gulf of México. Pág. 1,2.

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Subdirección Técnica de Exploración, 2010, provincia petrolera sureste (Salina del Istmo, Reforma-Akal y Macuspana), PEMEX Exploración y Producción, PEMEX, Pág. 13, 14, 15.

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PEMEX Exploración y Producción, 2012, activo de producción Cinco Presidentes desempeño 2011 y programa 2012, PEMEX, Diapositiva 1.

Gerencia de construcción y mantenimiento, subgerencia de mantenimiento a ductos del activo integral Bellota Jujo, Rehabilitación y mantenimiento de sistemas de protección

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catódica para los ductos del activo integral Bellota Jujo anexo B, Subdirección de PEMEX exploración y producción región sur, Pág. 3-6.

PEMEX, 2011, Petróleos Mexicanos cuarto informe trimestral ley de Petróleos Mexicanos, PEMEX, Pág. 18, 21

PEMEX, 2009, Las reservas de hidrocarburos de México, SENER-PEMEX, Pág. 109 y 112.

PEP, Estado de pozos, 2012, PEMEX.

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