N O T A DE D I V U L G A C I Ó N
L A G E O Q U Í M I C A D E L P E T R Ó L E O E N M E X I C O NOEL HOLGUIN QUIÑONES Coordinación de Exploración
Petróleos Mexicanos
RESUMEN
Los primeros intentos de aplicación de la geoquímica en México corresponden a los de gasometría de suelos, efectuados en 1940 en d área Florida-La Venta; Tab., con objeto de probar las posibilidades de este método y como complemento a otro tipo de trabajos. Estas actividades no continuaron y la geoquímica del petróleo hasta antes de los sesentas no tuvo más aplicación, ya que, en ese entonces, la exploración estaba encaminada a resolver problemas inmediatos, como los estratigráficos y la localización de trampas, enfocando sus esfuerzos, principalmente hacia provincias petrolíferas ya descubiertas en la Planicie Costera del Golfo de México, donde se daba por hecho que existieron condiciones adecuadas para la génesis del petróleo.
No es sino hasta los años cincuentas cuando, a raíz de algunas publicaciones en boletines nacionales, se siembra la inquietud sobre los orígenes de nuestro petróleo y el interés por la búsqueda de rocas generadoras en provincias no productoras. A fines de los sesentas. Petróleos Mexicanos (Pemex) inició actividades geoquímicas con los primeros análisis de rocas y aceites realizados en el extranjero que permitieron determinar preliminarmente el potencial de algunas rocas generadoras.
En la década de los setentas, el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) montó sus laboratorios de geoquímica y palinoestratigrafía e inició una etapa analítico-interpretativa de diversas áreas de nuestro país.
De 1980 a 1982, Pemex utilizó en forma masiva métodos de detección de micromanifestaciones superficiales por gasometría y delta carbonato sin haber obtenido los resultados esperados. Posteriormente, en 1983, creó la Superintendencia General de Geoquímica y Laboratorios, a fin de controlar y evaluar los datos geoquímicos que ya eran abundantes y para que se encargara de diseñar directrices de trabajo a futuro.
Actualmente, Petróleos Mexicanos y el Instituto Mexicano del Petróleo estructuran grupos de actividades geoquímicas que sean capaces de integrar e interpretar, conjuntamente, información geológica, geofísica y geoquímica, a fin de evaluar nuestras cuencas sedimentarias. También se ha previsto la adquisición de tecnología sofisticada de laboratorio y el empleo de modelajes computarizados que permita obtener resultados más rápidamente y de mayor confiabilidad, lo que por ende requerirá de personal altamente capacitado.
ABSTRACT
The surface gasometry was the first geochemistry method to be used in Mexico in the 1940's. It was applied in the Florida-La Venta, Tab. area, with the objective of testing the method and as complement with other kind of work. The activities stopped there, and before the 60's the geochemistry in Mexico was not in use since the exploration was focused toward stratigraphic studies and definition of local structures, specially in already known productive areas along the Gulf of Mexico coast. It was taken as a fact that the conditions for oil generation in these areas were present.
In the 50's, some national publications began questioning the origin of our oil and there were interest in the search for source rocks in no productive provinces. At the end of the 60's, Petróleos Mexicanos (Pemex) initiated the geochemical activities with the first analysis of rock and oil samples made abroad. These studies defined tentativelly some source rocks.
In the decade of the 70's, the Mexican Petroleum Institute installed its geochemistry and palinostratigraphic laboratories and started the analysis and interpretation in some areas of our country.
From 1980 to 1982, Pemex used surface geochemical methods for microseepage detection such as gasometry and delta carbonate with no results. In 1983, Pemex created the Superintendencia General de Geoquímica y Laboratorios (Geochemical Coordinator Office) in order to control and evaluate the already abundant geochemical data and to take care of future programs.
Nowadays, Petróleos Mexicanos and the Mexican Petroleum Institute are building groups for geochemical activities that be able to integrate and interpret the geological, geophysical and geochemical information in order to evaluate our sedimentary basins. At the same time, Pemex is looking for high technology in laboratory procedures and computer modeling to be more efficient and reliable. These activities will also require a well trained staff.
BOl. AMGP, VOL. XLI, NUM. 1, 1991, p. 37-50
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INTRODUCCIÓN
La evolución del conocimiento geológico y la comprensión de su relación con el origen y distribución de las acumulaciones de petróleo exige el empleo de técnicas y tecnologías cada vez más avanzadas que coadyuven a la localización de yacimientos bajo condiciones de profundidad y tirantes de agua mayores, al mismo tiempo que se requiere localizar trampas cada vez más recónditas y de menores dimensiones, poco accesibles al observador geólogo o geofísico.
Por ello, actualmente la prospección petrolera exige de la integración de todos los conocimientos de las diversas disciplinas de la geología y de la investigación de nuevas metodologías que, en conjunto, permitan disminuir al mínimo los riesgos de exploración. La geoquímica es una de las ciencias que en las últimas décadas ha.participado activamente y alcanzado en el mundo desarrollado una posición prominente entre las disciplinas tradicionales de la geología y la geofísica, para la delimitación de áreas con mayores perspectivas de contener hidrocarburos.
En México, aun cuando la geoquímica no ha alcanzado el nivel de desarrollo que ha cobrado en otros países con un alto avance científico y tecnológico, se están dando ya los primeros pasos para que esta importante disciplina participe cada vez más activamente en la evaluación de nuestras cuencas sedimentarias (Fig. 1).
xico, asentado lo que, ajuicio del autor, son los resultados más sobresalientes de cada uno de los trabajos consultados, sin intentar hacer un juicio sobre ellos, ni rectificar o ratificar sus postulados.
ANTECEDENTES
La búsqueda y localización de los primeros yacimientos petrolíferos en el mundo, como sabemos, estuvieron íntimamente ligados a las exudaciones superficiales de productos del petróleo que en México conocemos como chapopoteras o gaseras. Posteriormente, la teoría del anticlinal dio auge a la exploración de gran cantidad de estructuras descifrables en mayor o menor grado, por métodos directos de superficie o indirectos de geofísica.
Más tarde cobraron interés las trampas estratigráficas y se enfocó la búsqueda en ambas direcciones. No obstante, y a pesar de los grandes descubrimientos, el porcentaje de éxito era y aún es muy bajo. La necesidad de perforar a siete o más kilómetros de profundidad y en el mar bajo tirantes de agua muy superiores a los 100 metros, incrementa seriamente las dificultades y por ende el costo de perforación, lo que requiere del concurso de todas las disciplinas posibles que permitan programarlo y terminarlo exitosamente, a fin de que sea útil para incrementar o mantener las reservas petroleras, que en México alcanzan actualmente los 67,000 millones de barriles.
SALINA C R U Z ^
Fig. 1.— Principales cuencas sedimentarias de México.
OBJETIVO
La Geoquímica encoca sus esfuerzos a la solución de tres problemas prii,cipales: determinar en tiempo y espacio la cantidad, a calidad y el grado de transformación de la materia orgánica contenida en las rocas sedimentarias.
Con estos tres parámetros, aunados a otros muchos de tipo geológico, geofísico y geoquímico se puede apoyar la búsqueda exitosa de hidrocarburos, ya que está en condiciones de determinar en tiempo y espacio los focos de generación, las vías de migración y las zonas de acumulación. No obstante, para lograr estos objetivos se requiere tanto de tecnología avanzada como de personal altamente calificado.
DESARROLLO DE LA GEOQUÍMICA EN MEXICO
El interés del presente trabajo es difundir en forma muy general el desarrollo de la geoquímica en Mé-
Los primeros datos conocidos del empleo de métodos geoquímico-orgánicos, enfocados hacia la busque-
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da de yacimientos petroleros, datan de fines del año 1939, cuando Pemex encomienda a la Compañía Sub-terrex un estudio gasométrico de suelos en el área Florida-La Venta, Tabasco.
En este trabajo, desarrollado por Rosaire (1940), se obtuvieron muestras a 4 m, a las que se les determinó en laboratorios de Houston, Тех. el contenido de etano, propano у butano, despreciándose al metano aduciendo que éste podría "originarse por descomposición de la materia orgánica en el suelo". El objetivo de este estudio fue probar las posibilidades del método y como complemento de otro tipo de trabajos geológicos y geofísicos.
El muestreo se hizo sobre una estructura detectada previamente por gravimetría, magnetometria y geología superficial. En base a los resultados geoquímicos se intentó detectar el "ha lo" que supuestamente estaría relacionado a una acumulación comercial de hidrocarburos en el subsuelo. Estudios posteriores de geología superficial y de sismología permitieron descubrir en 1954 el Campo La Venta, que coincidió con una de las zonas con contenidos anormalmente altos de gases, aunque la geometría de dichas anomadías y la distribución de otras no tuvieron relación alguna con la geometría del Campo La Venta o con otras acumulaciones. Después de este trabajo no tenemos conocimiento de otros estudios del mismo tipo, sino hasta 1978, mismos que comentaremos en páginas posteriores.
Como apoyo a los trabajos de perforación y para localizar intervalos recomendables para ser probados, a fines de los años cuarenta se inició la instalación a boca de pozo de unidades de registro de hidrocarburos que detectan y cuantifican en unidades arbitrarias las gasificaciones en lodo y muestras de canal, además de observar por medio de fluoroscopios las impregnaciones de petróleo en las muestras de canal y núcleo. Este tipo de unidades, muy útiles por cierto, están destinadas principalmente a evitar posibles descontroles del pozo y delimitar intervalos productores, más que para fines de investigación por lo cualitativo de sus resultados.
Puede decirse que hasta mediados de los años cincuenta no existieron trabajos que atrajeran el interés hacia los orígenes del petróleo en México. Prácticamente, todas las publicaciones (salvo contadas excep
ciones) sobre exploración petrolera no mencionan a las rocas generadoras como elemento importante en la prospección de hidrocarburos, y si acaso lo hacen, consideran por hecho la existencia de las mismas, dado que se conocían los yacimientos de la Planicie Costera del Golfo de México. Es notorio que hasta ese decenio se enfocaba la exploración a resolver problemas estratigráficos y estructurales, para lo cual se echaba mano de la geología de superficie, geofísica y paleontología. En otras palabras, se buscaba exclusivamente a las trampas sin reparar en las rocas generadoras y menos aún en sus condiciones de madurez y su relación con los aceites que se explotaban.
Entre los pocos artículos nacionales de la década de los 50's que hacen hincapié en que "conocer la edad del petróleo en una cuenca sedimentaria y/o provincia petrolífera es de inestimable valor" y que tocan los temas del origen y migración del petróleo se encuentra el de Salas (1955). Aunque considera poco probable que el petróleo migre a grandes distancias y vierte algunos conceptos actualmente no aceptados sobre el origen del petróleo, expone ideas avanzadas para ese tiempo. En base al análisis de los eventos geológicos ocurridos en la Cuenca de Tampico y de los volúmenes de las posibles rocas generadoras considera que ' 'la migración y acumulación tuvo lugar en tiempo post-oligoceno". Deduce, por extrapolación del Sur de Texas que en la Cuenca de Burgos y Provincias del Istmo y Tabasco, que "el petróleo es indígena a las formaciones en que se encuentra", lo cual, a la fecha, requiere ser corroborado por métodos geoquímicos. Un dato interesante que refiere es que algunos autores como Tschopp, Trumpy y Jenny (1930-1937), "advocaban la tesis que el petróleo mexicano, especialmente el de la Cuenca de Tampico, era de edad Jurásica" (Formación Tamán), lo cual en parte se ha venido a corroborar 50 años después con los métodos analíticos con que contamos actualmente. Es interesante que sin análisis geoquímicos y en base a la apariencia bituminosa de dicha formación, se haya llegado a tal consideración.
Alvarez (1955) hizo un análisis muy completo de los conceptos que prevalecían para ese entonces acerca del origen del petróleo y, en base a las condiciones geológicas y a los ambientes de depósito de las secuencias terciarias del noreste de México (Cuenca de Burgos), el Istmo (Cuenca Salina) y Tabasco (Cuenca de Macuspana), consideró a las "lutitas interestratifica-
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das con las arenas productoras" como las generadoras de los hidrocarburos de estas áreas.
En 1961, apareció en México una traducción al español de Nazarkin (1959) sobre la relación del clima con la formación de rocas generadoras y la posterior acumulación de aceite y gas. En este artículo se hace ailusión a la tesis ya muy aceptada, en el extranjero, de que el petróleo se originó "por la transformación anaeróbica de materia orgánica autóctona de origen vegetal o animal depositada con los sedimentos". Entre líneas se puede ver la pugna que prevalecía todavía entre los que opinaban que el aceite es de origen orgánico y los de la tendencia inorgánica, cosa que actualmente poco se discute, pues la tesis orgánica ha desplazado a la inorgánica.
Hasta esa fecha, los trabajos y conceptos expuestos sobre el origen del petróleo permiten entrever que las opiniones acerca de las rocas generadoras en México se fincaban.en observaciones empíricas, fundamentadas sólo en la apariencia física de las rocas. Sin embargo, a iniciativa de Pemex, a fines de los sesentas y principios de los setentas, se inician actividades analíticas de aceites y rocas para caracterizar a algunos petróleos y confirmar su origen. Estos estudios fueron realizados por compañías extranjeras, a falta de tecnología propia y personal capacitado. No obstante, con la creación del IMP (1965) se inicia la formación de su laboratorio de geoquímica que da sus primeros pasos con análisis de carbono orgánico y separación y cuantificación de productos polares e hidrocarburos, además de algunos componentes inorgánicos de las rocas sedimentarias como manganeso, azufre y carbonatos.
Los análisis realizados por las compañías fueron, principalmente, de extracción y cromatografía, así como pirólisis, cuantificación de carbono orgánico y análisis ópticos para determinar el índice de alteración térmica (lAT), tipo de materia orgánica dispersa, así como reflectancia de la vitrinita (Ro).
Shell (1983), con base en análisis de aceites y rocas de la Faja de Oro realizados en 1968 a 1972, concluye que "hay una muy estrecha correlación" entre los aceites del Abra, Tamabra y Tamaulipas Inferior, con las rocas de las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta (Fig. 2). Amoco y Exxon, en base a análisis hechos entre 1971 y 1972, también consideran co
mo rocas generadoras de los aceites de la Cuenca Tampico-Misantla a las del Jurásico y Cretácico. Geo-chem, en 1972, analizó rocas de los pozos Presidio-1, Villa Ahumada-1 y Hueso-1 en el Estado de Chihuahua y alude al alto contenido de carbono orgánico en las rocas del Jurásico Superior, y enfatiza sobre el fuerte grado de transformación térmica de la misma, con valores de lAT por arriba de 4 (severamente alterada). Podríamos considerar a estos estudios como los pioneros que permitieron verificar o descubrir algunas rocas generadoras en nuestro país, aunque limitados por la carencia de interpretación en un contexto geológico.
¿H> ACEITES
• EXTRACTOS
Fig. 2.— Correlación de aceites del Mesozoico con rocas generadoras del
Jurásico Superior (formaciones Santiago, Tamán y Pimienta),,' Cuenca
Tampico-Misantla (Shell, 1968-1972).
En 1970, Arredondo publica una síntesis de los principales argumentos sobre la "naturaleza bio-orgánica del petróleo", que en la URSS apoyaba Vas-soevich, líder internacional en la geoquímica del petróleo. En este artículo, introduce por primera vez a la literatura de México la importancia del tiempo como compensador de la temperatura en la generación del petróleo, aunque todavía no se entendía claramente, ni se lograba cuantificar su papel. También hace alusión a la "fase principal de generación del petróleo", concepto muy divulgado en la URSS, que se transmitió a la literatura occidental como "Oil Window" o "Ventana del Petróleo".
Posteriormente, Arredondo (1973), en base a estudios geoquímicos de muestras del Jurásico Superior de la Cuenca Tampico-Misantla, realizados en laboratorios de la Universidad Lomonosov en Moscú, URSS, determina a las margas de la Formación Santiago como "indudablemente generadoras" con un
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alto potencial y encuentra que, en las áreas donde esta unidad ha permanecido por cerca de 100 millones de años a altas temperaturas (85 a 105°C) y presiones, su potencial es de carácter residual (agotado) y en otras áreas donde el tiempo y la temperatura han sido menos críticas se encuentran dentro de la fase principal de generación (Fig. 3). Lo singular de este trabajo es la metodología empleada, muy diferente a la de las compañías que trabajaban para Pemex en aquel entonces, la búsqueda de una interrelación entre parámetros geológicos y geoquímicos y, principalmente, porque involucra a la temperatura y al tiempo como factores importantes en la generación del petróleo. Sin embargo, esta tesis doctoral no tuvo difusión por encontrarse en idioma ruso y porque no se distribuyeron ejemplares en el ámbito petrolero de México.
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Fig. 3. — Gráfica de historia de sepultamiento de la Formación Santiago,
Cuenca Tampico-Misantla (Arredondo, 1973).
Para 1974, las actividades geoquímicas comienzan a cobrar importancia y paralelamente a las compañías extranjeras, tanto el IMP como el Instituto de Geología de la UNAM, hicieron servicios aislados para Pemex, enfocados parcialmente hacia el estudio de componentes inorgánicos. El Instituto de Geología de la UNAM, en 1974, desarrolló un estudio de muestras del Pozo Cuesta Blanca-2, el cual indica que "las rocas arcillosas (Mz) pueden considerarse generadoras de hidrocarburos" en base al alto contenido de Carbono Orgánico. Por su parte. Rueda y Enciso de Castro del IMP (1977) opinan que la presencia de grafito y ausencia de bitúmenes en núcleos del Jurásico Superior (Formación Las Trancas) del Pozo Xoconoxtle-1 reflejan un intenso proceso de carbonización de la materia orgánica y permite suponer la generación, principalmente de gas seco.
Así pues, en la primera mitad de la década de los 70's comienza una etapa fundamental para la geoquímica en México, por la inquietud naciente de emplear técnicas más sofisticadas que apoyaran la exploración. Es conveniente recordar que los yacimientos gigantes de Chiapas-Tabasco se descubren en 1972, y que antes de ellos México era apenas autosu fidente en petróleo, por lo que se buscaba afanosamente implantar nuevas metodologías y tecnologías en las diversas áreas de la Exploración Petrolera para la localización de mayores acumulaciones de hidrocarburos. Aun cuando la geoquímica no jugó papel alguno en estos descubrimientos, la necesidad de ellos si promovió a esta disciplina.
El " b o o m " de la geoquímica en México se inicia a fines de los 70's con la obtención de muestras en afloramientos y pozos, pero todavía con una fuerte dependencia, en lo que a análisis se refiere, a pesar de que el IMP para estos tiempos cuenta ya con analizador de carbono, pirolizador (rock-eval), espectroscopia de infrarrojo, cromatografía de fase gaseosa y análisis elemental que le permite formar un laboratorio bastante completo para suplir necesidades analíticas básicas, pero su capacidad no lograba todavía desplazar a las compañías extranjeras.
De 1978 a 1982 {in Sánchez, 1982) la Compañía estadunidense Sunmark, en base a los análisis de rocas aflorante del Sur de México (actualmente, zonas Sur y Sureste), permitió tener un panorama general sobre las condiciones térmicas y el potencial generador de la columna sedimentaria. En la parte occidental de la Sierra de Chiapas lograron detectar algunas rocas generadoras del Jurásico Superior, que en general se encuentra en condiciones catagenéticas. Sin embargo, hacia el sureste de dicha provincia, al sur de la Presa de la Angostura, tanto el Jurásico Superior como el Paleozoico aflorantes, presentan un alto grado de transformación térmica, lo que los sitúa dentro de la fase metagenética a pesar de su alto contenido de carbono orgánico. Esto último es importante, dado que indica que las características de las rocas generadoras del Jurásico Superior, Titoniano, del área productora Chiapas-Tabasco podrían continuairse por debajo de la Sierra de Chiapas y darle atractivo a ésta como potencialmente productora.
En la Cuenca de Tlaxiaco, la misma compaiñía también definió como rocas generadoras a las del Jurási-
42 NOEL HOLGUIN QUIÑONES
C O Superior, cuyas condiciones térmicas encajan dentro de la fase principal de generación de hidrocarburos, lo que las hace interesantes, sólo que se encuentran aflorando, en gran parte, de esta Cuenca. En dos localidades de la provincia del Papaloapan detectaron como generador al Jurásico Superior. Es conveniente mencionar que en todas estas localidades la materia orgánica del Jurásico Superior fue reportada como algácea-amorfa, principalmente.
Al mismo tiempo que se avanzaba en los análisis químicos se desarrollaban los métodos palinológicos con la determinación del índice de alteración térmica (lAT) de los palinomorfos a través de luz transmitida; Rueda (1975), en su estudio de los constituyentes orgánicos de las formaciones Huayacocotla (Liá-sico) y Rosario (Jurásico Medio) del Este de México, emplea las escalas de 1 a 5 de Correla (1967) y Sta-plin (1969) para definir, de acuerdo al color de la materia orgánica dispersa, el grado de transformación de la misma. En este trabajo define a la Formación Huayacocoda como potencialmente generadora, aunque "excede los límites de conservación de hidrocarburos" y supone que la Formación Rosario generó los hidrocarburos que se han manifestado en los pozos Piedra de Cal. Más tarde. Rueda y colaboradores (1979, 1985) elaboraron estudios palinoestratigrá-ficos que permitieron conocer, además de las zonas palinológicas y condiciones sedimentarias, los tipos y cantidades relativas de materia orgánica, así como su grado de transformación térmica (lAT) en la Cuenca de Vizcaíno, Golfo de California (Pozo Extreme-ño-1). Mar Mexicano y Tampico-Misantla (1983), empleando además en esta última localidad, datos de Reflectancia de vitrinita obtenidos por primera vez en México, en instalaciones del IMP.
Rueda y San tillan (1986), apoyados en estudios ópticos y químicos, consideran que el color del alcohol etnico glicerinado, donde se conserva el residuo pali-nológico, "indícalas condiciones de generación, migración y acumulación' ' de los hidrocarburos en una cuenca petrolífera.
Illich y colaboradores (1978) y Pruitt e lUich (1979) analizaron 20 aceites del Mioceno y 16 aceites del Cretácico de El Plan-Agua Dulce y Villahermosa, respectivamente, y concluyen que los aceites del área Villa-hermosa tienen un origen común, pudiendo ser el mismo que el de los aceites de la Cuenca Salina del Istmo.
Sáenz y Bertrand (1978) elaboraron en el Instituto Francés del Petróleo una serie de análisis químicos de rocas y aceites de campos del área Cunduacán-Sitio Grande. Consideraron que las rocas generadoras de estos aceites son las del Titoniano y posiblemente, las del Cretácico Inferior, a partir de un ke-rógeno del tipo II medianamente evolucionado. También diferenciaron tres grupos de aceites (Fig. 4), aunque opinan que son de origen idéntico y que tal vez sus diferencias se deben a la diferente profundidad de la roca generadora. Parece ser que éste es el primer trabajo donde se emplea la espectrometría de masas para hacer una correlación roca-aceite en provincias petroleras de México, con personal mexicano, aunque en instalaciones extranjeras.
I - CACTUS-SmO ORANOC
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Fig. 4. — Tres grupos de aceites de Chiapas-Tabasco, Cuenca del Sureste (Sáenz y Bertrand, 1978).
En 1980, Van Delinder y Holguín, en base a muestras de pozos y afloramientos ancüizados por la compañía Geochem, evalúan el potencial generador del Mesozoico del Golfo de Sabinas y consideran como generadoras, por su alto contenido orgánico, a la Formación La Casita del Jurásico Superior, a La Peña del Cretácico Inferior y otras del Cretácico Superior. Sin embargo, el grado de transformación térmica ( lAT, Ro) de las dos primeras rebasa la ventana del petróleo en el centro de la cuenca, lo que las hace propensas a la generación y/o conservación de productos gaseosos, coincidiendo con la producción actual de gas en esta zona. Muestran, además, la relación entre los parámetros geoquímicos con los elementos geológicos del Jurásico Superior (Fig. 5). Más tarde, sobre esta misma área. Cuevas (1985) hizo un análisis de subsidencia e historia térmica, apoyándose en el modelo de "backstripping" de McKenzie y calculó el ITT (Lopatin) para la columna sedimentaria del Pozo
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R E G U L A R península de
tamaulipas
\ 3 1 o
G O M E Z P A L A C l O a T O R R E Ó N
ISLA O PEN IN su L
DE COAHUILA
+
to 20 40 60 80 Km M O N T E R R E Y
VAN DELINDER Y HOLGUIN, 1980 I
26°
103° 102 = 100°
Fig. 5.— Carbono orgánico total del Jurásico Superior, Cuenca de Sabinas
Inés-1 (Fig. 6), concluyendo que la Formación generadora La Casita ingresó a la ventana del petróleo hace 120 ma (Hauteriviano) y la abandonó hace 98 ma (Cenomaniano). La Formación La Peña, considera, inició su generación hace 70 ma (Campaniano) y la concluyó a fines del Mioceno (5 ma).
Los tres últimos trabajos mencionados fueron desarrollados en otros países, con participación de per
sonal mexicano, pero bajo la asesoría de especialistas extranjeros, lo cual refleja que se gestaba una etapa importante de capacitación y asimilación de técnicas y tecnologías no nacionales, a fin de crear cuadros de especialistas para su aplicación en México.
El año de 1980 se inicia con una febril actividad en lo que se refiere a la obtención de muestras de suelos, prácticamente en todas las cuencas sedimentarias
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p r o f u n d i d a d ( K m )
Fig. 6.— Geohistoria del Pozo Inés-1. Cuenca de Sabinas (Cuevas, 1984,
1985).
de nuestro país y sobre estructuras previamente detectadas por sismología. Se programaron retículas de muestreo cada 800 metros o menos, a profundidades desde 2 hasta 30 metros y se cuantificó en ellas las micromanifestaciones de hidrocarburos gaseosos y el delta carbonato ( A C O 3 ) , a fin de mapear los "halos" de anomalías supuestamente relacionados a acumulaciones comerciales en el subsuelo. Este tipo de actividades fueron suspendidas a fines de 1982 al no rendir los frutos esperados, dado que los criterios geológicos en que se fundamenta su interpretación son muy cuestionables, además de que las concentraciones medidas (PPM o PPB) pueden relacionarse a productos generados directamente en los suelos por organismos vivos. Resalta el hecho de que los informes de "interpretación" presentados por las diversas com
pañías fueron generalmente ambivalentes. También en estos años se realizaron mediciones gasométricas (Sniffer) en la Sonda de Campeche y Golfo de California. En éste último se encontraron anomalías claramente alineadas a zonas de fracturamiento.
Para 1981, comienzan a desarrollarse trabajos de correlación roca-aceite e integración-interpretación geológico-geoquímica en base a recursos humanos y analíticos propios, con los que contaba el IMP, ya que los problemas económicos del país impidieron la adquisición de tecnología más avanzada, la capacitación de personal en el extranjero y la realización de análisis en laboratorios del exterior. En tales condiciones, Holguín (1981) y Holguín y Romero (1982) desarrollan en la Plataforma Mesozoica de Córdoba y Cuenca Terciaria de Veracruz, estudios de correlación roca-aceite, que en este aspecto no fructificaron por lo inadecuado e insuficiente del material existente. Sin embargo, al determinar el alto contenido orgánico y madurez incipiente de la materia orgánica (leñosa, principalmente) de las formaciones Depósito, Encanto y La Laja (Mioceno) dichos autores les otorgan un carácter generador y consideran que estas unidades dieron origen a los hidrocarburos, principalmente gaseosos, que se extraen de la columna terciaria (Fig. 7). Por otra parte, dado que las muestras analizadas del Cretácico se encuentran poco maduras y no presentan características de generadoras, sino de almacena-doras, suponen que los aceites que se extraen del Mesozoico en la Plataforma de Córdoba tienen un origen diferente, tal vez en rocas de la misma edad, pero en facies laterales de ambientes sedimentarios reductores. Al no encontrar correlación aparente entre los aceites del Cretácico y productos del Terciario y por la marcada diferencia entre la producción aceiti-fera del Mesozoico y de gas y/o condensado en el Cenozoico, consideran dos fuentes de hidrocarburos: una propiamente del Terciario y otra del Mesozoico.
En 1983, Fuentes evalúa los datos de gasometría obtenidos de suelos en el área de 22 estructuras anticlinales de la Plataforma de Córdoba, complementándolos con información geológica y geofísica y concluye que de ellas sólo "cuatro presentan interés económico-petrolero". No obstante, observa que sus anomalías de gases están relacionadas a las trazas de las fallas que limitan las estructuras y no se presentan "ha los" , situados verticalmente arriba de las cúpulas anticlinales. Este trabajo fue el primer intento que
LA GEOdUIMICA DEL PETRÓLEO EN MEXICO 45
se hizo por interpretar la información de suelos en un contexto geológico-geoquímico.
Fig. 7. — Configuración del porcentaje de carbono orgànico de rocas del Mioceno. Cuenca de Veracruz (Holguín у Romero, 1981, 1982).
Posteriormente, Vera (1984) integra datos de la parte occidental de la Plataforma de Córdoba y oriental de la Cuenca de Zongolica, concluyendo que la Formación Tepexiloda del Jurásico Superior (Titoniano) "presenta características favorables" como generadora aunque alcanza actualmente un alto grado de transformación térmica (Ro = 2). Si esto es cierto, y esta unidad o sus equivalentes continúan hacia el Este por debajo de la Plataforma de Córdoba y Cuenca Terciaria de Veracruz, es posible que el Jurásico Superior sea generador, al menos de los aceites del Mesozoico ya mencionados, donde esta unidad prácticamente no ha sido alcanzada por la barrena.
mico de tres pozos exploratorios, concluyendo que existen rocas con potencial generador sólo en el Mioceno Superior, aunque en condiciones de inmadurez, debido al bajo gradiente geotérmico (15°C/km) y a la poca profundidad de sepultamiento («;2,000 m), lo que impidió que alcanzciran temperaturas suficientes para madurar. Consideraron que la temperatura de maduración de las rocas del Mioceno debía ser, por lo menos, de 85°C, es decir, tomaron en cuenta la juventud de las mismas y una temperatura superior a los 60°C normalmente establecidos para el inicio de la generación en rocas más antiguas (Fig. 8). Es interesante ver que en este trabajo se involucran a la vez conceptos de tiempo y temperatura en la generación de hidrocarburos.
PROF. ( Km )
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D E L M I O C E N O S U P E R I O R (PROMEDIOI
G G = l 5 ° C / K m .
T E M P . ( ° C ) 15
Fig. 8. - Gráfica de sepultamiento de los intervalos potencialmente generadores y profundidad mínima de generación. Cuenca Salina Cruz (Pedrazzini et al, 1981).
En el Golfo de Tehuantepec, Pedrazzini y colaboradores (1981 y 1982) elaboraron un estudio geoquí-
Bertrand y colaboradores (1982) analizaron 28 aceites de la Sonda de Campeche y uno del Campo Refor-
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ma (Chiapas-Tabasco), habiendo diferenciado cinco tipos, cuya gravedad API aumenta hacia el SW. Concluyen, que tal incremento se debe a la mayor profundidad del yacimiento en el SW. Consideran, además, que el origen de estos aceites es el mismo y sus diferencias están relacionadas a su grado de evolución. Encuentran, de acuerdo a las relaciones P + F/C17 -i- C18, que "no existen casos de degradación" bacteriana.
Más tarde, Holguín y Romero (1983) estudian núcleos de esa misma área marina y determinan que las mejores rocas generadoras corresponden a "carbonatos arcillosos depositados en ambientes de cuenca durante el Tithoniano y cortados por los pozos Chac-1 y 2 y Nohoch-1 " . Conjeturan una migración preponderantemente vertical de dichas rocas hacia las dolomías del Cretácico, ya que pudieron detectar cierta relación entre los extractos del Tithoniano y los aceites del Cretácico Superior-Paleoceno del Complejo Cantaren (brechas). Finalmente, indican que un núcleo del Mioceno Superior mostró características regulares de generación, aunque en condiciones de inmadurez.
Como continuación de estos estudios, en la Cuenca de Macuspana, Romero y Holguín (1984a) anadi-zaron aceites y condensados del Terciario y definieron dos grupos con grados diferentes de madurez, suponiendo que por migración diferencial se acomodaron los productos más ligeros en las partes someras. Posteriormente, dichos autores, en la Cuenca Salina del Istmo, determinan que las facies de mar abierto del Tithoniano y Cretácico Superior "tienen características de haber generado hidrocarburos en cantidades de interés comercial", consideran que "todos los aceites estudiados comparten un mismo origen": las rocas del Titoniano. Suponen que los diferentes grados de evolución alcanzados por los aceites se deben a la madurez de sus rocas generadoras y a la distancia de la migración secundaria, la cual ocurrió a través de fallas y fracturas de origen laramídico y/o Cascadiano o por el efecto de intrusiones salinas (Romero y Holguín, 1984b).
En 1987, Cal y Mayor hace una reevaluación de la información geoquímica del Jurásico Superior de la Sonda de Campeche y corrobora la importancia del Titoniano como generador, aunque sin restar importancia a las rocas del Kimmeridgiano y Oxfordiano.
En base a su análisis, logra jerarquizar a las estructuras de esta área, en función de sus posibilidades de contener hidrocarburos, a fin de enfocar la exploración hacia las estructuras con mayores probabilidades de éxito.
Finalmente, para el sureste de México, Holguín (1987) evalúa la información geoquímica de pozos de las áreas productoras del Sureste de México y, a falta de datos de Ro y por lo subjetivo del lAT, se apoya con gráficas de historia de sepultamiento y cálculo del índice Tiempo Temperatura ( ITT) . Considera al Tithoniano como generador regional de los hidrocarburos que de aquí se extraen y al Mioceno como generador potencial. Determina en tiempo y espacio los focos de generación y, en base a la excelente correlación entre el I T T y la gravedad API de los aceites, apoya la utilidad del método de Lopatin, modifica el ITT para el inicio de la generación, a la vez que delimita las áreas con menor y mayor atractivo petrolero. El encontrar que la densidad de los aceites del Cretácico y Jurásico Superior está en íntima relación con el grado de transformación térmica (ITT) de las rocas generadoras del Tithoniano, le permite predecir la densidad de los aceites a localizar en futuras perforaciones.
En la Cuenca Tampico-Misantla, durante 1985, Romero y colaboradores desarrollan dos prospectos de interpretación geoquímica, con el objeto de buscar correlación entre los aceites y sus rocas generadoras. De estos estudios establecen que las rocas del Kimmeridgiano y Tithoniano (formaciones Tamán y Pimienta) en el área Ebano-Altamira-La Laja presentan características generadoras, y las correlacionan con los aceites que muestran entre sí un origen común, de acuerdo a los datos de espectrometría de masa. Encuentran evidencias de biodegradación en los yacimientos que se encuentran a menos de 800 metros de profundidad, lo que a su vez coincide con las partes altas del basamento. En base a curvas de sepultamiento e ITT , calcularon el inicio de la generación entre el Oligoceno y el Mioceno Temprano. Para el área del Paleocanal de Chicontepec, analizan aceites del Terciario y Cretácico y rocas del Mesozoico y Cenozoico, detectando a las formaciones Tamán y Pimienta del Jurásico Superior con "capacidad de generación regular y un grado de madurez que corresponde al final de la fase principal de generación de hidrocarburos líquidos". Finalmente, proponen "un
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origen común para todos los aceites estudiados" y consideran que las rocas del Kimmeridgiano (Formación Tamán) y Tithoniano (Formación Pimienta) contribuyeron a la generación de los aceites (Fig. 9).
AfH iM diilribuciun <)• loi OCWIM Muaitra d« toca
Fig. 9. — Comparación entre las composiciones de la fracción de nafténi-
cos de rocas del Jurásico Superior y aceites de la Cuenca Tampico-Misantla
(Romero et ai, 1985).
Es importante resaltar que en ese par de trabajos se utilizó espectrometría de masas realizada por primera vez en México, en laboratorios del IMP, método analítico que permitió con mayor grado de confiabilidad correlacionar a los aceites y rocas de estas áreas, en base a hidrocarburos nafténicos.
Más tarde, Guzmán (1986) integra y complementa la información de los dos prospectos antes mencionados y prácticamente confirma los postulados de Romero y colaboradores (1985).
Para 1986, Romero y Hernández, en base a análisis de aceites y núcleos de pozos perforados en el área fronteriza de Piedras Negras-Presa Falcon, definieron como las más importantes rocas generadoras a las formaciones La Casita y Pimienta del Jurásico Superior y a La Peña del Aptiano Superior, las que, a pesar de su alto contenido orgánico y material de buena calidad (algáceo) se encuentran, actualmente, en condiciones de alteración térmica severa. Detectan dos tipos diferentes de aceites y suponen que las formaciones Pimienta y La Peña podrían haber participado en la generación de los aceites de los Campos Tigrillo, Monterrey y Cano, al SE de su área de estudio.
En 1983, Pemex creó la Superintendencia General de Geoquímica y Laboratorios y a partir de ese año inició trabajos de integración e interpretación, con personal propio, aunque con el apoyo analítico del
IMP. Entre este tipo de trabajos se encuentran los de Fuentes (1983) y Holguín (1987), ya citados, además de los que a continuación mencionaremos.
En la Provincia de Chihuahua (Cuenca de Chihuahua, Mar Mexicano y Plataforma de Coahuila), Limón (1986), en base a datos analíticos obtenidos por el IMP y algunas compañías extranjeras, y complementando el material con cálculos de I T T en pozos de esta región, considera a las rocas del Tithoniano y Aptiano en sus facies profundas como las de mayor contenido orgánico, aunque están en condiciones avanzadas de madurez; por lo que podría esperarse de esta localidad predominantemente gas, dado que las primeras habrían ingresado y rebasado la fase principal de generación del petróleo antes de la formación de las trampas, mientras que las segundas se encuentran en la ventana del petróleo desde hace 80 ma (Cretácico Superior). Concluye que la parte más atractiva para la localización de hidrocarburos corresponde al Mar Mexicano en el flanco Occidental de la Plataforma de Coahuila en "aquellos bloques que hayan alcanzado o se encuentren dentro de la ventana de generación de petróleo".
En 1985, Tejeda y Bernal elaboraron una interpretación geológico-geoquímica de la Cuenca de Jalisco-Colima en base a muestras de roca de pozos y afloramientos analizadas por Geochem e IMP. Encontraron que las formaciones Alberca y Madrid del Cretácico Inferior y Medio, respectivamente, en sus facies arcillo-calcáreas, presentan características generadoras. Sin embargo, su potencial se ve afectado por la continua actividad magmàtica que permitió la interestratificación de sedimentos vulcanoclásticos en ella. Consideran a la parte oriental del área con un potencial importante por no presentar deformaciones intensas, lo que a su vez permite que las rocas generadoras se encuentren en condiciones de madurez.
Clara y Ortega (1985), apoyándose en información de Sunmark y con datos nuevos generados en el IMP para el Prospecto Mal Paso, al occidente de la Sierra de Chiapas (Veracruz-Oaxaca-Tabasco), encuentran muestras con potencial generador en las siguientes formaciones jurásicas: El Plátano, constituida por lutitas bituminosas, la cucd presenta valores ídtos de carbono orgánico ( > 3 % ) aunque su distribución es limitada; Caliza Uzpanapa, Margas El Edén y Formación Victoria, constituidas por carbonatos arcillosos
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de baja energía de plataforma externa con valores de 0.5 a 3 % de CO, siendo variables sus condiciones térmicas desde el umbral de generación a la metagenesis según la localidad. De acuerdo al bajo gradiente geotérmico (18°C/km) y al cálculo del ITT consideran que las rocas del Jurásico Superior ingresaron a la ventana del petróleo durante el Oligoceno.
Clara (1986), en la Paleopenínsula de Oaxaca (provincia geológica de la Sierra Madre del Sur), considera como propicias para la generación de hidrocarburos a las rocas de la Formación Jaltepetongo del Cretácico Inferior, las cuales podrían haber alcanzado el umbral de generación en el Eoceno Medio. No obstante, cataloga a esta localidad con poco atractivo económico petrolero por la aparente carencia de sellos y la presencia de rocas ígneas intrusivas y extru-sivas, aun cuando recomienda estudios más detallados que pudieran confirmar o modificar sus postulados.
Villanueva (1987), para los límites de las provincias geológicas de Zongolica y del Papaloapan, considera generadoras entre las rocas aflorantes a las de las formaciones "Matzitzi (Paleozoico), Todos Santos (Triásico Jurásico) en sus facies más profundas, Atoyac (Cretácico Superior) y Chicontepec (Paleoceno)" . Entre las de subsuelo define generadoras a muestras de las "formaciones Tepexilotla, en sus facies más profundas y San Pedro del Jurásico Superior, Xonamanca (Cretácico Inferior) y Orizaba (Cretácico medio)", las que, además, se encuentran en la fase principal de generación del petróleo. Caracteriza también a algunos horizontes del Mioceno, Eoceno y Oligoceno como potencialmente generadores y hace notar el bajo gradiente geotérmico que predomina en el área (16.4°C/km).
RESULTADOS ALCANZADOS
Mucho es lo que se ha logrado con la información geoquímica y la capacidad analítica e interpretativa con que se cuenta actualmente, pero poco es lo que se ha hecho si consideramos todo lo que sería posible alcanzar con mayor avance tecnológico y más capacitación. La dispersión de la información y lo heterogéneo de la misma no permiten aún conocer a fondo nuestras cuencas en cuanto a calidad, cantidad y distribución de la materia orgánica se refiere. Además, la variedad de análisis con que contamos es todavía
insuficiente para evaluar adecuadamente el potencial petrolero de nuestras cuencas sedimentarias.
La geoquímica en México se encuentra en una etapa inicial, en la que apenas se están reconociendo algunas rocas generadoras y las condiciones térmicas que han alcanzado. Se han correlacionado algunos petróleos con sus rocas madre, pero con métodos que aún requieren comprobación; se han evaluado regionalmente algunas áreas y se ha incursionado en la interpretación de las posibles vías de migración y en la predicción del tipo de productos que pueden esperarse bajo distintas condiciones de profundidad y temperatura. No obstante, mucho de lo que se ha dicho escrito cae todavía en el terreno de lo empírico, por lo que se requiere alcanzar esferas todavía más científicas.
RECOMENDACIONES
Primeramente, es conveniente continuaír con la evaluación a nivel nacional de toda la información geoquímica con que se cuenta actualmente y, al mismo tiempo, continuar con el muestreo sistemático y análisis básicos sobre todo de rocas de pozos exploratorios, ya que la información que de ellos no se obtenga durante la perforación, será prácticamente irrecuperable.
Se pretende contar con parámetros que permitan determinar las condiciones de depósito y conservación (o destrucción) de la materia orgánica; las paleotem-peraturas imperantes y sus variaciones en el tiempo geológico; la posición en tiempo y espacio de los focos de generación; las vías de migración utilizadas por los fluidos y, finalmente, las zonas más propicias para la acumulación de petróleo y/o gas en una cuenca sedimentaria.
La adquisición de tecnología sofisticada es un factor de suma importancia para avanzar en el aspecto analítico, pero la necesidad de personal capacitado y actualizado que pueda evaluar libremente los resultados obtenidos de tai tecnología y que, además, sea capaz de interpretarla en el contexto geológico, es todavía más necesario, por lo que Pemex e IMP se deben plantear como objetivos ambas alternativas.
Para poder confirmar o ratificar los postulados hasta ahora establecidos y alcanzar metas más específicas,
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se hace necesario contar lo antes posible con espectrómetros de masa que permitan hacer estudios isotópicos y de biomarcadores, además de los análisis tradicionales con que ya se cuenta.
El manejo de todo el cúmulo de información que ya existe, exige bancos de datos computarizados, los cuales están avanzados, pero que requirirán programas de procesamiento que faciliten la integración e interpretación de los resultados geoquímicos. También es necesario desarrollar o adquirir modelos matemáticos que coadyuven a la reconstrucción de los eventos geológicos acaecidos en una cuenca sedimentaria y su relación con la generación, migración, acumulación y conservación del petróleo. Todo esto con el firme objetivo de que la geoquímica participe activamente a la par de las disciplinas tradicionales de geología y geofísica, lo que permitirá delimitar las áreas con mayores perspectivas de contener hidrocarburos, lo que redundará en la disminución de los costos y riesgos de exploración.
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^55^ ASOCIACIÓN MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS ^ ^ ^ Í ¿ = ) A P A R T A D O P O S T A L 57275 • 06500, M E X I C O , D . F .
SOLIC ITUD DE INGRESO
COMO SOCIO ( A C T I V O , ASPIRANTE)
NOMBRE COMPLETO:
LUGAR Y FECHA DE NACIMIENTO:
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INFORMACIÓN PARA MIEMBROS Y SUSCRIPTORES AL BOLETÍN
Los miembros que se encuentren al corriente de su cuota anual, recibirán sin costo extra los boletines correspondientes a dicho periodo.
La suscripción anual para no miembros es de $100,000.00.
Las solicitudes de ingreso a la AMGP pueden obtenerse a través de la Asociación:
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N O T A : La cuota de inscripción es de $50,000.00 M . N . y la cuota anual 1991, es de $60,000.00 M . N .
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Innpreso en la Subdirección General de Capacitación
y Desarrollo Profesional del
I n s t i t u t o M e x i c a n o d e l P e t r ó l e o División Editorial
En esta edición intervinieron:
Editor: Rodolfo Malpica Cruz
Coordinadora: Ma. del Carmen Rosales Domínguez
D i s e ñ o : Esteban Cortés Salinas
Tipografía y formato: Lucia Órnelas García
SUGERENCIAS ADICIONALES
Idioma: Los idiomas aceptados para publicar en el Boletín son: el español y el inglés.
Título: El título debe ser claro, no muy extenso y deberá reflejar concisamente el contenido del trabajo en cuestión.
Nombre del autor o autores: El nombre del autor o autores debe ser completo, sin abreviaciones.
Resumen: Tanto el resumen en español como en inglés no deben de exceder de 400 palabras cada uno. Deberán contener el propósito y conclusiones significativas de la investigación. No deben de incluirse en él citas bibliográficas.
Texto: El texto debe de estar escrito claramente. De ser posible, deben evitarse al máximo los anglicismos; en caso necesario, éstos deben de escribirse con letra cursiva o entre comillas.
Las citas bibliográficas dentro del texto deberán citarse de acuerdo al caso en cuestión; p. ej.: 1) al inicio de una oración: Gómez (1984) propone un modelo . . . ; 2) Dentro de la oración: por lo que Gómez (1984) propone un modelo . . . ; 3) Al final de la oración: lo que concuerda con el modelo propuesto por otros autores (Gómez, 1984; Sánchez, 1989).
Las figuras y tablas señaladas en el texto deben mencionarse en estricto orden cronológico para que puedan ser intercaladas adecuadamente en el texto.
Referencias: Deben incluir únicamente todas y cada una de las citas mencionadas en el texto. Las referencias deberán mencionarse en estricto orden alfabético. A continuación se dan tres ejemplos:
Coney, P.J., 1983, Un Modelo Tectónico de México y sus Relaciones con América del Norte, América del Sur y El Caribe: Revista del Instituto Mexicano del Petróleo, Vol. XV, No. 1, p. 6-15.
Doming, K.J., 1987, The Organic Palaeontology of Palaeozoic Carbonate Environments/п Hart, M.B. (ed.), Micropalaentology of Carbonate Environments: Ellis Horwood Limited, England, p. 256-265.
Loebiich, Jr., A.R. and Tappan, H., 1988, Foraminiferal Genera and their Classification: Van Nos-trand Reinhold, New York, 970 p.
Figuras у Tablas: Deberán presentarse a tamaño carta, dejando un margen de 2.5 cm tanto en la parte inferior como superior de la hoja, y de 2 cm en los lados derecho e izquierdo de la misma.
En las figuras, el nombre de las mismas y su explicación deberán escribirse en la parte inferior, precedido del número arábigo correspondiente. La explicación debe indicar en forma clara el motivo de la ilustración; asimismo, explicar el significado de todos los símbolos utilizados en ella y contener, en el caso necesario, una escala gráfica.
En el caso de las tablas, la leyenda debe ir en la parte superior, precedida del número correspondiente.
Las figuras y tablas que sean reproducciones de trabajos previos deberán contener la cita de la fuente original, la cual deberá ser, asimismo, incluida en las referencias.
Si dentro de las ilustraciones se encuentra un mapa o cualquier otra figura que por sus características no presente el formato del tamaño carta requerido, ésta podrá ser enviada para su reproducción fiel.
De existir material fotográfico, éste deberá presentarse preferentemente en blanco y negro, en papel de impresión de buena calidad.
Los trabajos que no cumplan con estos requisitos mínimos de edición serán regresados al autor para que realice los cambios pertinentes.
La AMGP proporcionará gratuitamente al autor 15 sobretiros de cada artículo publicado.
INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO ,
Fotomicroscopio de polarización de luz reflejada
ESTUDIOS ÓPTICOS DE REFLECTANCIA DE VITRINITA \