CUENCA DEL SURESTE – MEXICO

Bajo el nombre de Cuenca del Sureste se incluye a las provincias terrestres mejor conocidas como Chiapas—Tabasco, Salina del Istmo y Macuspana, además de la phttp://www.blogger.com/post-edit.g?blogID=1507003071539112444&postID=3443485417088838367arte marina conocida como Sonda de Campeche.
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La Cuenca del Sureste constituye el área petrolera más importante de México con una extracción diaria de 2’414,379 de barriles, que constituyen el 96% de la producción diaria promedio de México. Esta cuenca contiene el 67% de los 10,565 x 10^6 m3 (66,450 millones de barriles, 1989) de reservas probadas nacionales.

Su producción acumulada asciende a 1,934 x 10^6 m3 (12,164.5 x 10^6 bbls) de crudo y a 543 x 10^9 m3 (19,169 x 10^9 pies3) de gas. Aun cuando de esta cuenca se han explotado los yacimientos del Terciario desde principios de siglo, la producción acumulada se debe, principalmente, a la explotación de los campos de Chiapas-Tabasco, descubiertos en 1972 y de la Sonda de Campeche en 1976.

La evaluación de 5,981 muestras analizadas por pirólisis y algunas de ellas por estudios ópticos por luz transmitida, permitió definir ailgunas unidades como generadoras de hidrocarburos, entre las que destacan por su alto contenido de carbono orgánico e hidrocarburos potenciales, en primer término, las del Tithoniano y, en segundo, las del Eoceno Medio, Oligoceno Inferior y Mioceno Medio.

Jurásico Superior
Las rocas del Jurásico Superior (Tithoniano) presentan valores de carbono orgánico que en su mayor parte superan el 1 % y la cuarta parte de las muestras indica un potencial superior a 5 miligramos de hidrocarburos por gramo de roca. Los estudios químicos y ópticos demuestran que contienen kerógeno de tipos I y I I , predominantemente. Están constituidas, principalmente, por calizas arcillosas negras y gris oscuro, depositadas sobre un mar abierto con condiciones anóxicas, durante una transgresión regional que se inició en el Jurásico Medio. Su espesor promedio es de 220 m.

Actualmente, el Tithoniano se encuentra en condiciones de madurez en la mayor parte de la cuenca, aunque hacia el oriente, en la Plataforma de Yucatán, se torna inmaduro hasta su acuñamiento echado arriba por el acortamiento de la columna sobreyaciente, al iguéil que en un graben del Plioceno-Pleistoceno hacia el centro de la Sonda de Campeche. Hacia el sur, en las estribaciones de la Sierra de Chiapas, las condiciones de maduración se tornan severas por el fuerte sepultamiento que sufre la columna por una mayor sedimentación cretácica, además de que disminuye su potencial generador. Debido a su madurez, el Tithoniano presenta presiones anormalmente altas, principalmente en la Sonda de Campeche y en la parte norte de Chiapas-Tabasco, provocadas por la generación de hidrocarburos.

Eoceno Medio
De 202 muestras analizadas del Eoceno Medio, 113 contienen más del 1 % de carbono orgánico y 48 generaron por pirólisis más de 5 mg de hidrocarburos por gramo de roca , lo que indica que es potencialmente generador, pero su evolución térmica es aún inadecuada, ya que se encuentra inmadura prácticamente en toda el área, a excepción de las áreas con alto gradiente geotérmico y/o fuerte sepultamiento, como es el caso de la Provincia de Macuspana.

Las secuencias sedimentarias del Eoceno Medio se caracterizan, principalmente, por lutitas y lutitas bentoníticas gris verdoso, calcáreas, depositadas durante una etapa regresiva regional que se inicia con el Terciario. Su espesor promedio es de 100 m y en ella predomina el kerógeno de tipo IL

Oligoceno Inferior
El Oligoceno Inferior es una unidad netamente arcillosa, constituida por lutita plástica gris, con valores superiores al 1 % de carbono orgánico en el 6 0% de las 196 muestras analizadas y mayores a 2.5 mg/g de $2 en el 4 8% de las mismas, lo cual refleja su potencial generador, aunque se encuentra generalmente inmaduro. Los estudios ópticos indican la predominancia de kerógenos tipos II y I I I . Los espesores varían desde cero, en el centro de la Sonda de Campeche, hasta 400 m, al sur. Por su litología arcillosa y la rápida sedimentación subsecuente del Mioceno y Plio—Pleistoceno, las arcillas del Oligoceno y parte del Eoceno se encuentran, en la actuaJidad, fuertemente sobrepresionadas.

Mioceno Medio
El Mioceno Medio, aun cuando presenta valores altos de carbono orgánico, no refleja un potencialgenerador importante según los valores de S2, debido a la fuerte influencia de material orgánico continental tipo III. Su evolución térmica, en general, es insuficiente, aunque en algunas localidades de fuerte sepultamiento y/o altos gradientes geotérmicos llega a estar maduro, como es el caso de Macuspana.

Conclusiones sobre la Cuenca del Sureste
Se tienen yacimientos de petróleo y gas en areniscas del Mioceno en las Provincias Salina y Macuspana, pero su origen no se ha establecido con seguridad, ya que existe la probabilidad de que algunos de ellos pudieran haber sido generados por las rocas del Jurásico Superior, aunque no se descarta, sobre todo en el caso del gas, una generación temprana a partir del kerógeno terciario.

Las rocas generadoras más importantes que se conocen en esta área y que han aportado la mayor cantidad del petróleo que de aquí se extrae, son las calizas arcillosas del Tithoniano, que por efectos de migración vertical hacia arriba o hacia abajo han rellenado las trampas del Kimmeridgiano, Cretácico Medio y brechas del Cretácico Superior-Paleoceno. Por tratarse de una cuenca de alta impedancia con fallamientos predominantemente subverticales con respecto a otras cuencas de Mexico, se propicia la migración vertical e imposibilita la migración lateral a grandes distancias.

La lenta subsidencia que predominó durante el Cretácico, e incluso hasta el Oligoceno, permitió que las rocas generadoras del Tithoniano se mantuvieran latentes hasta que la rápida subsidencia y sedimentación del Mioceno y Plio-Pleistoceno las empujaron a temperaturas adecuadas para madurar (80—100°C), por lo que la generación de los aceites se produjo, principalmente, durante el Mioceno al Plio-Pleistoceno.

Por otra parte, los bajos gradientes geotérmicos actuales que predominan en algunas áreas, permiten que se conserven hidrocarburos líquidos a profundidades superiores a seis kilómetros. El gradiente geotérmico promedio del área es de 23°C/km, aunque se tienen grandes extensiones donde predominan gradientes menores de 20°C/km y otras con gradientes mayores
de 26°C/km. En las áreas frías se considera que profundidades superiores a 7,000 m no serán obstáculo para la preservación de hidrocarburos líquidos.

detalles de la cuenca sedimentaria del sureste en mexicoLa conceptualización en tiempo y espacio que se tiene actualmente sobre los fenómenos de generación, migración y acumulación en esta cuenca, ha permitido discriminar las áreas no atractivas de las que sí tienen importancia petrolera, además de que con un alto grado de confiabilidad se ha podido pronosticar el tipo de hidrocarburos y su gravedad API, aún antes de iniciar la perforación.

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