J O S É A N T O N I O A G U I L A R R E Y E ST A N I A S H A R E N Y S A N C H E Z S A N C H E Z

J O S É M A N U E L P A L A V I C I N I R O J A S .

CUENCA TAMPICO MISANTLA

CUENCA TAMPICO - MISANTLA

La cuenca Tampico Misantla, se ubica desde el punto que está a unos kilómetros hacía el sur de Tamaulipas, en donde se encuentra el río Soto La Marina, hasta aproximadamente el río Nautla, en Veracruz. En tierra la conforman diversas áreas, estas son; la zona de pesados del Norte, con campos como Ébano, Chijol, Pánuco y otros; la llamada Faja de Oro; el área de Poza Rica y el paleocanal de Chicontepec. Esta cuenca es la principal productora de aceite y gas asociado en la Región Norte.

Durante los últimos años, en esta cuenca se ha hecho un esfuerzo significativo de exploración para incorporar nuevas reservas de hidrocarburos, mediante mejores técnicas de interpretación y mediante la adquisición de información sísmica tridimensional.

Fig. Provincias petroleras.

La tabla de elementos y eventos del sistema petrolero muestra cronológica y secuencialmente como se fueron moldeando los elementos y dando los eventos geológicos esenciales en la cuenca sedimentaria para formar los yacimientos o acumulaciones de hidrocarburos.

En la Cuenca Tampico-Misantla los estudios geoquímicos han permitido identificar rocas generadoras del Jurásico Inferior-Medio y Jurásico Superior Tithoniano.

El estudio comparativo de la composición isotópico-molecular de los bitúmenes extraídos de estas rocas generadoras mesozoicas con los aceites descubiertos y producidos del Jurásico Medio, de las calizas oolíticas del Kimmeridgiano, las calizas arrecifales del Cretácico Inferior y Cretácico Medio, calizas fracturadas del Cretácico Superior y las areniscas terciarias del Paleoceno-Eoceno y Neógeno, indican la presencia de los siguientes Sistemas Petroleros conocidos (!): Jurásico Inferior-Medio – Jurásico Medio (!)

Jurásico Superior – Jurásico Kimmeridgiano (!)

Jurásico Superior – Cretácico Inferior (!)

Jurásico Superior – Cretácico Medio (!)

Jurásico Superior – Cretácico Superior (!)

Jurásico Superior – Paleoceno-Eoceno (!)

Jurásico Superior – Neógeno (!)

ORIGEN

En las pruebas de producción realizadas, se encontró formaciones carbonatadas en San Andrés pertenecientes al Jurásico Superior y en la zona de Tamaulipas Inferior estas formaciones son del Cretácico Inferior.

La interpretación de la información sísmica tridimensional, permitió visualizar las condiciones estructurales del campo como parte del levantamiento regional hacia el Sur de la isla Jurásica de Arenque. La estructura está asociada a los altos de basamento que dieron origen al depósito de rocas carbonatadas del Jurásico en San Andrés y Cretácico inferior en Tamaulipas. El factor estratigráfico más significativo está representado por cambios de facies que controlaron la porosidad y permeabilidad dentro de la estructura, por lo cual se considera como una trampa combinada.

La columna sedimentaria va del Jurásico Superior Kimmeridgiano al Reciente. La sedimentación del Jurásico Superior Kimmeridgiano se efectuó bajo condiciones transgresivas, desarrollándose plataformas someras con ambientes de depósito lagunares, que dan origen a packestones y bioclastos. Por su posición cercana al nivel del mar y por estar acuñándose contra un alto de basamento, estas rocas fueron alteradas con procesos diagenéticos, principalmente disolución, resultando altamente karstificadas.

El Cretácico Inferior se compone de sedimentos de wackestone fracturados, depositados en ambientes de cuenca cuya edad varía del Berriasiano al Huateriviano. La porosidad observada es de carácter secundario producido principalmente de procesos diagenéticos de disolución, es por ello que los carbonatos muestran abundante karstificación. El tipo de porosidad pre-dominante corresponde a vugular e intercristalina.

En la cuenca Tampico – Misantla existen diferencias en las formaciones productoras de aceite, ya que la producción en el paleocanal de Chicontepec proviene de terrígenos arenosos de edad terciaria; en la faja de oro proviene de calizas arrecifales y periarrecifales del cretácico, mientras que en la cuenca Tampico -Misantla la producción proviene de facies calcareniticas y terrígenas del jurasico superior además de las calizas fracturadas del cretácico inferior.

Las rocas generadoras más importantes de la cuenca son las del jurasico superior seguidas de las del aptiano y turoniano.

En el jurasico superior se dan las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta. La formación Santiago es una unidad de acumulación de carbonatos y arcillas bajo aguas someras de muy baja energía, esto favorece la preservación de materia orgánica de buena calidad pero con aportaciones de materia orgánica continental.

CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES

Las características estructurales de cuenca de Tampico-Misantla establecen que los sedimentos se fueron depositando desde el noroeste de esta región hacia el lado oriente ya que los levantamientos que ocurrieron en el Mesozoico como la Sierra Madre Occidental por mencionarla hicieron que se levantara el lado oriente en el Cenozoico y que dieron lugar a las depositaciones de sedimentos.

Esta cuenca es un sistema de fallas inversas, las cuales se presentan a lo largo de toda la cuenca de forma vertical. Algunas de estas fallas se abren paso desde basamento granítico y metamórfico del Paleoceno hasta el Oligoceno de lutitas y arenisca, y su extensión vertical sobre el subsuelo en esta área de la cuenca puede ir más haya de los 7 kilómetros. Las trampas que se hallan en Tampico-Misantla son de tipo combinadas (estructurales-estratigráficas) ya que junto con los estratos y las fallas mencionadas hacen posible este elemento para que guardar el hidrocarburo. Las zonas más afalladas (González y Holguín) son del Jurasico inferior y del superior las cuales son las que tienen mayor número de yacimientos en explotación.

Distribución de campos y sección representativa de la Provincia Tampico‐Misantla

ROCA GENERADORA TAMPICO-MISANTLAN

La columna sedimentaria está constituida por rocas predominantemente carbonatadas a nivel mesozoico y siliciclásticas en el terciario, alcanzando espesores de 6.0 y 7.0 km.

La producción de hidrocarburos proviene, principalmente de rocas carbonatadas del: Jurasico inferior-medio (Play Liásico-Huayacocotla-Tepexic), Superior (Play Kimmeridgiano-San Andrés), Cretácico Medio (Plays El abra y el Tamabra) y Superior (Plays fracturas) y rocas siliciclásticas del eoceno inferior (Play Chicontepec).

Actualmente se han caracterizado las rocas generadoras y los aceites para evaluar la cantidad de hidrocarburos generados y migrados durante la historia geológica de la cuenca. Las mejores rocas generadoras corresponden a las calizas arcillosas y lutitas calcáreas del jurasico superior, las cuales se encuentran generalmente maduras. La edad de las principales rocas generadoras es jurasico superior, estando integradas por las formaciones Santiago (Oxfordiano), Tamán (Kimmeridgiano) y Pimienta (Tithoniano).Su litología corresponde a caliza arcillosa, cuyo contenido de arcillas disminuye hacia la cima del Jurasico. Sus mayores espesores se encuentran en 12 grabens que al sepultarse permitieron la maduración de la materia orgánica dispersa en las rocas y se convirtieron en los principales focos oleogeneradores.

Estudios indirectos indican que la generación se inició a partir del Eoceno y Oligoceno en las áreas más profundas o calientes, mientras que en la mayor parte de la cuenca, la generación masiva ocurre durante el Mioceno, a pesar de lo corto de la pila sedimentaria de 2 a 3 km, a causa del gradiente geotérmico relativamente alto que oscila entre los 25 y 30° C/km en la mayor parte de la cuenca.

El área promedio de los focos es 907 km2 y su espesor 550 m. El promedio de COT es 2.2% y el IH alrededor de 500mgHC/gCOT, por lo tanto se tiene un potencial remanente aún bueno de kerógeno tipo II precursor de aceite con madurez en el pico de generación de aceite (Roe= 0.8%) y una relación de transformación del kerógeno en hidrocarburos del 45%.

Tampico-Misantla es una cuenca de margen pasivo cuya geometría de bloques de basamento está relacionada a la etapa de apertura del Golfo de México y que evolucionó a una cuenca de antepaís formada en el Paleógeno, cuando el Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental fué emplazado al occidente de la cuenca.

La Provincia Petrolera Tampico-Misantla está conformada principalmente por los siguientes elementos tectónico-estructurales y estratigráficos, el Alto de Tamaulipas y el Homoclinal de San José de las Rusias como su límite norte, Paleocañón Bejuco-La Laja, el Alto de la Sierra de Tantima, el Paleocañón de Chicontepec y limita al sur con la Franja Volcánica Transmexicana; y de este a oeste se tiene el Alto o Isla de Arenque, Alto de la Plataforma de Tuxpan y el Frente Tectónico del Cinturón Plegado y Cabalgado de la Sierra Madre Oriental.

• Algunos de estos elementos estructurales han influido en la creación de diferentes unidad es litoestratigráficas según el régimen tectónico.

Paleocañón Bejuco - La Laja (PCBL) Este paleocañón se formó en el Terciario como resultado de la erosión de rocas del Eoceno, Paleoceno, Cretácico y Jurásico, estando asociado a un bloque bajo del basamento. La fuente de origen de los sedimentos que rellenaron el paleocanal están representados por calizas del Jurásico Superior y Cretácico, así como por rocas arcillosas del Paleoceno, de tal forma que los sedimentos producidos corresponden a potentes espesores de lutitas con intercalaciones de conglomerados arcillo arenosos y areniscas arcillosas.

Estos depósitos están relacionados con ambientes marinos que van de neríticos hasta batiales. Esta área presenta interés económico petrolero y se han perforado más de 140 pozos, estableciendo producción en rocas fracturadas del Cretácico Inferior.

Paleocanal de Chicontepec, es una depresión alargada en la cual las diferencias de relieve no exceden los 200 m. fue originado por los esfuerzos del evento orogénico laramídico y los movimientos corticales ascendentes asociados que provocaron el levantamiento, deformación del cinturón orogénico y la formación de una antefosa al oriente – cuenca de antepaís, cuya hidrodinámica, estuvo condicionada por la morfología del talud del frente tectónico, ubicación de altos del basamento y cambios del nivel del mar, que en conjunto coadyuvaron a la formación del Paleocañón de Chicontepec a finales del Paleoceno e inicio del Eoceno.

Esta cuenca se rellenó con una columna sedimentaria marina, turbidítica de ambiente nerítico externo y batial, en algunos lugares con más de 2700 m de espesor compuesta por conglomerados, areniscas, limolitas y lutitas, cuyas edades van del Paleoceno al Eoceno inferior. La importancia económica petrolera de este elemento radica en que en él se encuentran el mayor porcentaje de reservas remanente del país, buena parte de los yacimientos actuales están estratigráficamente por debajo del paleocanal.

Modelo depositacional de un abanico submarino no confinado rico en arena, rasgos morfológicos relacionados, medio ambiente depositacional y facies resultantes (Walker, 1978).

El abanico interno es alimentado por cañones submarinos en los que se derivan canales que sirven como conducto para los sedimentos. Los sedimentos más gruesos se acumulan en la zona del sistema de canales en el abanico interno, los cuales en ocasiones se desbordan lateralmente a través de los flancos de canales y terrazas, depositando sedimentos finos en unidades delgadas gradadas.

El abanico medio es un sistema rico en areniscas y está caracterizado por formar lóbulos de supra-abanico, con superficies pulidas convexas. Cada lóbulo es abastecido por canales distributarios, bifurcados o trenzados que acumulan areniscas masivas o guijarrosas mostrando estratificación lenticular y estructuras someras de arrastre. Los sedimentos interlobulares están parcial o completamente trabajados a medida que los canales migran. Los sedimentos gradados más finos son depositados en las partes superiores de algunos canales y sobre superficies plana a medida que los canales desaparecen pendiente abajo.

El abanico externo tiene una superficie de ligera pendiente y recibe incrementos de depósitos de sedimentos suspendidos puntualizados por pulsos de turbiditas de grano fino. Los mantos gradados resultantes son delgados, lateralmente persistentes, y monótonamente superimpuestos, comúnmente a través de espesores estratigráficos considerables

• Actualmente el play con mayores reservas lo constituye el conjunto de areniscas turbidíticas del Paleocañón Chicontepec, las cuales se encuentran constituyendo trampas principalmente estratigráficas. En términos de producción acumulada, el play Tamabra es el más importante de esta provincia y está constituido por brechas carbonatadas de pie de talud, Las trampas en este play son combinadas con sello lateral por el cambio a facies compactas de la Formación Tamaulipas Superior.

• Otros plays de importancia en la Cuenca Tampico‐Misantla son: Play El Abra constituido por carbonatos de plataforma con alta karstificación conformando trampas estratigráficas por paleorelieve depositacional; el play San Andrés consistente en calizas oolíticas de borde de plataforma que conforman trampas estratigráficas y combinadas; y el play Tamaulipas Inferior, compuesto por carbonatos de cuenca fracturados dispuestos en trampas estructurales, y el play San Felipe – Agua Nueva, formado por calizas de cuenca naturalmente fracturadas, dispuestas en trampas estructurales. Adicionalmente, en la extensión marina de esta provincia se tienen plays en areniscas terciarias y en carbonatos mesozoicos que contienen actualmente la proporción mayor de los recursos prospectivos de esta provincia.

• La producción acumulada de esta provincia asciende a más de 5,500 millones de barriles de aceite (MMb) y 7.5 MMMMpc de gas. Entre los campos más importantes se encuentran Poza Rica, Tres Hermanos, Tamaulipas‐Constituciones, Arenque, San Andrés, Cerro Azul, Santa Águeda, Atún y Bagre.

• En la década de 1920, durante el primer boom de la producción petrolera de México, esta provincia llegó a producir más de 500 mil barriles por día. Las reservas remanentes y los recursos prospectivos de esta provincia ascienden a 18,875 y 1,700 MMbpce, respectivamente. Las reservas remanentes se localizan principalmente en los yacimientos de la Formación Chicontepec.

Historia de producción de la provincia de Tampico Misantla

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