CARACTERIZACION GEOQUIMICA DE LOS ACEITES EN LA …

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD PROFESIONAL TICOMÁN SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN

CARACTERIZACIÓN GEOQUÍMICA DE LOS ACEITES DE LA CUENCA DE CHICONTEPEC

T E S I S QUE PARA OBTENER EL GRADO DE: M A E S T R O E N C I E N C I A S C O N E S P E C I A L I D A D E N G E O L O G Í A P R E S E N T A: MARTHA ANGÉLICA MAYOL CASTILLO

DIRECTOR: M. en C. EDUARDO ROSALES CONTRERAS

2005

MÉXICO, D. F.

AGRADECIMIENTOS

Manifiesto mi más sincero agradecimiento al Instituto Politécnico Nacional

por mi formación profesional.

Al Laboratorio de Geoquímica del Instituto Mexicano del Petróleo ubicado

en la Reforma, Pachuca; por la información analítica de las muestras colectadas

en la Cuenca de Chicontepec.

Con gran estimación a mi director de tesis, M en C. Eduardo Rosales

Contreras por su dedicación y contribución profesional al desarrollo de esta tesis.

Al profesor René Alejandro Téllez Flores por su enorme participación,

apoyo y colaboración.

A la M en C. Lilia Castro Ortiz por su preocupación, asesoría y gran ayuda.

A mi jurado, por sus atinados comentarios para el enriquecimiento de esta

investigación:

M en C. Rodrigo Mondragón Guzmán

M en I. Luis Mario Palacios Reyes

M en C. Martín Argueta Hernández

Dra. Sandra Ortega Lucach

Al Dr. Fernando Castrejón Vacio por su confianza en mí.

A mi querida Elsa Hernández Rodríguez por su gran amistad e infinito

apoyo.

v

Gracias por esa fortaleza que me transmites día a día, Mamá, por tu apoyo

incondicional y tu gran cariño.

Cruz Castillo Ledesma

A mi padre por su respeto.

Rafael Mayol Nuñez

A mis hijas con todo mi amor y a quienes les dedico este trabajo:

Cintia Valeria Viridiana

Silvana Renata

vi

CONTENIDO RESUMEN Abstract Lista de figuras y tablas 1.- Introducción 1 1.1 Localización 2 1.2 Marco geológico 4 1.2.1 Estratigrafía 5 1.2.2 Geología estructural 9 1.2.3 Sistema petrolero 10 1.3 Trabajos geoquímicos previos 14 2.- Objetivo del Proyecto 21 3.- Muestreo y Metodología Analítica 22 3.1 Técnica de muestreo 22 3.2 Metodología analítica 22 3.2.1 Gravedad API 23 3.2.2 Determinación del porcentaje de azufre 24 3.2.3 Cuantificación y separación de fracciones por HPLC 25 3.2.4 Cromatografía de gases 27 3.2.5 Análisis de biomarcadores en m/z 191 y 217 28 3.2.6 Análisis de isótopos estables de carbono 28 4.- Base de Datos 30 5.- Caracterización Química 32 5.1 Propiedades en masa 32 5.1.1 Gravedad API 35 5.1.2 Contenido de azufre 38 5.1.3 Composición general 39 5.1.4 Isótopos estables de carbono 41 5.2 Propiedades Moleculares 42 5.2.1 Parámetros de cromatografía de gases 43 5.2.2 Parámetros de biomarcadores 47 6.- Modelado Geológico-Geoquímico 55

vii

6.1 Origen de aceites crudos 57 6.2 Tendencias de madurez 60 6.2.1 Gravedad API y contenido de azufre 60 6.2.2 Biomarcadores 63 6.2.3 Relaciones profundidad-madurez 67 6.2.4 Cambios en la madurez 69 6.3 Distribución de presiones 69 6.3.1 Presiones anormales 70 6.3.2 Tipos de sobrepresiones 74 6.3.3 Características de los compartimientos de presión 77 6.3.4 Características de los sellos 79 6.3.5. La relación de las rocas generadoras de petróleo y los compartimientos de fluidos.

80

6.3.5.1 Datos y parámetros en masa en el área “A” de Chicontepec 86 6.3.5.2 Datos del área “B” de Chicontepec 91 6.3.5.3 Biomarcadores del área “A” 97 6.4 Síntesis: Producto generado 100 7.- Conclusiones y Recomendaciones 103 Glosario 106 Lista de referencias 111

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Lista de Figuras Figura 1.1 Localización del Paleocanal de Chicontepec. Nótese su cercanía con la Faja de Oro, situada inmediatamente al este. Figura 1.2 Localización de la Cuenca de Chicontepec. Figura 1.3 Columna estratigráfica del Paleocanal de Chicontepec. Según Yañez, M., 1998. Figura 1.4 Modelo sedimentológico conceptual de abanico submarino y su distribución regional (Walker, 1978). Figura 1.5 Representación esquemática de la discordancia del contacto Paleoceno-Eoceno. Adaptado de Walker (1978). Figura 1.6 Visualización de la discordancia regional del Eoceno Inferior de Chicontepec (Tomada de Pemex, 1999). Figura 1.7 Sección estructural que muestra la discordancia regional del Eoceno Inferior. Los números indican las tres áreas de interés económico; 1.-Chicontepec –Paleoceno-Eoceno Inferior-, 2.- Chicontepec Canal –Eoceno Inferior-, 3.- Tantoyuca –Eoceno Superior-. (Tomada de Pemex, 1999). La nomenclatura se refiere a: Pvb.- Paleoceno Inferior-Velasco Basal; Pchi.- Paleoceno-Chicontepec Inferior; Pchm.- Paleoceno-Chicontepec Medio; Echs.- Eoceno-Chicontepec Superior. Figura 1.8 Diagrama de sepultamiento de la Formación Santiago en la Cuenca Tampico-Misantla (Arredondo, 1973). Las diferentes curvas de sepultamiento no son explicadas por Holguín, 1991. Es posible que cada curva corresponda a la historia de sepultamiento de la Formación Santiago en una localidad diferente. Nótese que en todos los casos dicha formación entró a la zona principal de generación del petróleo, y en un caso específico la unidad pudo haber generado tan rápidamente como el Cretácico Temprano. En el tiempo que Arredondo escribió su trabajo (1973), este método exploratorio era básicamente desconocido en Occidente, y pasarían años antes de que fuera popularizado por Waples (1980, 1985). Figura 1.9 Mapa de isolíneas de gravedad API. Se demuestra una tendencia de oeste a este del Paleocanal de Chicontepec, de crudos más ligeros a menos ligeros. Figura aislada del informe inédito G-8303, Instituto Mexicano del Petróleo (1980). Figura 1.10 Correlación de las fracciones nafténicas de “rocas del Jurásico Superior y aceites de la Cuenca Tampico-Misantla (Romero et al., 1985). Figura 3.1 Secuencia analítica para la caracterización química de los aceites crudos colectados en la Cuenca de Chicontepec. Figura. 4.1 Secuencia de trabajo para la caracterización química y el modelado geológico-geoquímico de aceites crudos y/o rocas generadoras. Figura 5.1 Localización de los pozos muestreados en la Cuenca de Chicontepec.

ix

Figura 5.2 Matriz de gráficas de propiedades de masa de los aceites estudiados. Se observan correlaciones (método de Pearson) de –0.90 para los hidrocarburos saturados (Hs) vs. Resinas + asfaltenos (r + a), -0.86 para gravedad API (api) vs. Azufre (S), 0.74 para API vs. Hidrocarburos saturados, -0.71 para azufre vs. Hidrocarburos saturados, -0.71 para API vs. Resinas + asfaltenos, y 0.65 para azufre vs. Resinas + asfaltenos. En ningún caso se observan correlaciones para los hidrocarburos aromáticos (Ha) ni para los isótopos estables de carbono (d 13C = δ13C ‰). Figura 5.3 Clasificaciones de aceites crudos por su densidad y gravedad API. Los límites de las clasificaciones coinciden de manera aproximada para los crudos medio, pesado y extra-pesado. Figura 5.4 Distribución de frecuencia de la gravedad API de los aceites del área de estudio. Predominan los crudos medios y ligeros. El único tipo de crudo ausente de la población muestreada es el extra-pesado. El extremo de los crudos muy ligeros y condensados es más abundante que el de los pesados. Basado en 69 muestras. Media = 30.9 °API (crudo ligero tendiendo a medio); valor mínimo = 12.6 (crudo pesado); valor máximo = 50.6 (condensado); desviación estándar = 8.66. Figura 5.5 Relación azufre vs. Gravedad API en la Cuenca de Chicontepec. La mayoría de las muestras analizadas presentan la tendencia esperada de incremento de azufre al disminuir la gravedad API. Con pocas excepciones los aceites contienen más de 0.5 % de azufre, y por lo tanto en general son azufrados. Los aceites crudos pueden ser ricos en azufre debido a causas variadas como son: bajo grado de madurez, generación a partir de kerógeno tipo IIS, o almacenamiento cercano a cuerpos salinos. Figura 5.6 Composición general de los crudos muestreados. Las líneas curvas dentro del triángulo y la línea ondulada asociada son límites definidos por Tissot y Welte (1984). Dichas líneas se incluyen exclusivamente como referencia, ya que los límites e incluso el significado de los mismos pueden variar de una área a otra (Eduardo Rosales, 2004, comunicación personal). H Sat = Hidrocarburos Saturados; H Arom = Hidrocarburos Aromáticos; Res + Asf = Resinas más Asfaltenos. Figura 5.7 Gravedad API vs. % de Hidrocarburos Saturados. La gráfica sugiere un incremento del contenido de hidrocarburos saturados en los aceites conforme se incrementa la gravedad API. Figura 5.8 Se aprecia una ligera tendencia de incremento de la gravedad API hacia los aceites isotópica mente más ligeros, aunque estadísticamente la correlación Pearson es de solo 51 %. Figura 5.9 Cromatograma de gases representativo de un aceite de la Cuenca de Chicontepec de ambiente anóxico. Figura 5.10 Cromatograma de gases particular de un aceite de ambiente subóxico característico del área de estudio. Figura 5.11 Cromatograma de gases representativo de un grupo de aceites de la Cuenca de Chicontepec. Figura 5 .12 Diferentes tipos de envolvente para cromatogramas de gases. Cooper, 1990.

x

Figura 5.13 Cromatograma de masas representativo de ambiente marino carbonatado en la Cuenca de Chicontepec. Figura 5.14 Cromatograma de masas representativo de ambiente marino carbonatado con poca influencia de arcilla en la cuenca. Figura 5.15 Matriz de gráficas de parámetros de terpanos. Se observa correlación en los parámetros t1 vs. t2, t6 vs. t7, t7 vs. t8 y t10 vs. t11. El resto de los parámetros disponibles no mostraron correlación. Figura 5.16 Relación de los hopanos con la diagénesis de los crudos en la Cuenca de Chicontepec. Figura 5.17 La relación Ts(Ts + Tm) y C29 Ts/C29Ts + C29 indica incremento en la madurez térmica de los crudos menos maduros a los crudos con alta madurez. Figura 6.1 Gráfica comparativa de producción de hidrocarburos en diferentes intervalos cronoestratigráficos. La mayor cantidad de los aceites analizados para este estudio provienen de rocas almacenadoras siliciclásticas del Terciario, en menor cantidad del Cretácico y solo dos aceites del Jurásico Superior. Figura 6.2 El índice de preferencia de carbono (IPC) es ≤ 1 para petróleo generado de rocas carbonatadas, y ≥ 1 para petróleo generado de rocas terrígenas (Ej. “lutitas”). En esta gráfica, los crudos almacenados en rocas mesozoicas (es decir carbonatadas en el área de estudio), tienen valores de IPC ≤ 1 para 11 de 14 muestras con datos de IPC y edad de la roca almacenadora, lo que es consistente con la literatura publicada (Connan, 1981; Hughes, 1984; Palacas, 1984; Moldowan et al., 1985; todos en Peters y Moldowan, 1996). Sin embargo, para los crudos almacenados en cenozoico (que en el área de estudio son rocas principalmente terrígenas), de 37 muestras con datos de IPC y edad de la roca almacenadora únicamente 11 tienen IPC ≥ 1. Figura 6.3. Diagrama Ternario de esteranos C27-C28-C29, mostrando un mayor aporte de C29 característico de un ambiente de origen marino carbonatado. (Moldowan et al., 1985). Figura 6.4 Configuración de la gravedad API, se observa una mayor concentración de aceites más ligeros hacia el occidente y aceites medios a ligeros hacia el oriente. Figura 6.5 Contenido del porcentaje de azufre. Los valores con más bajo contenido se localizan hacia él noroeste. Figura 6.6 Configuración del parámetro indicador de madurez Ts/(Ts/Tm) para la Cuenca de Chicontepec Figura 6.7 Mapa de Configuración de los valores de C29Ts/(C29 + C29Ts) para los aceites de Chicontepec. Figura 6.8 Configuración de parámetro indicador de madurez C3222S/(22S+22R) de la Cuenca de Chicontepec. Figura 6.9 En el rango de ca. 14 °API hasta ca. 32 °API los aceites provienen de intervalos productores que se hallan en todos los rangos de profundidad. Los aceites son

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más ligeros a profundidades menores, aproximadamente 1000 a 1800 m. Este incremento de la gravedad API es que ocurriría por fraccionación evaporativa; proceso por el cual hay un incremento en los aceites ligeros durante la migración. Figura 6.10 Incremento en la presión del fluido con respecto a la profundidad. La línea A es el gradiente hidrostático para la mayoría de las cuencas, 0.46 psi/pies (10.4 kPa/m). La línea B es el gradiente litostático de 1.08 PSI/pies (24.4 kPa/m). La línea punteada presenta la presión del fluido en las secuencias de areniscas-lutitas a la izquierda. El diagrama en la parte superior de la figura presenta el cambio en la presión del fluido donde la presión es aplicada a estratos de arenas y arcillas lodosas. El centro de la lutita es una barrera de presión a un fluido en movimiento. Figura 6.11 (A) Gradiente de presión/profundidad comenzando en una presión normal a una sobrepresión a través del sello hidráulico circunvecino de la sección de roca sobrepresionada. (B) Gradiente de presión/profundidad desde el inicio de una normal a una baja presión a través del sello hidráulico circundante de la sección de roca de baja presión. Figura 6.12 API vs. Profundidad de todas las muestras analizadas para la Cuenca de Chicontepec, identificando los crudos almacenados durante el Mesozoico. Figura 6.13 Gravedad API de los aceites vs profundidad para el Área “A”. Se observa tendencia de incremento de profundidad vs. Gravedad API en algunos aceites almacenados en Mesozoico, mientras que esa tendencia es inexistente en todos los aceites que provienen de rocas Cenozoicas. Figura 6.14 Gravedad API vs profundidad en el Área “B” de la Cuenca de Chicontepec. No se observa una tendencia similar a la de los aceites del Área “A”, por lo que en la actualidad no existe o en tiempos geológicos recientes no existió un sello de presión dentro del rango de profundidad de los aceites del Área “B”. Figura 6.15 Mapa de localización de los aceites almacenados en rocas del Mesozoico y Cenozoico. Divididos en dos áreas “A” y “B”. Figura 6.16 (a). Valores promedio de la gravedad API. Para los crudos almacenados en Mesozoico se tiene un valor promedio de 29.6 % y un mayor porcentaje para los crudos almacenados en Cenozoico de 41.4%; estos últimos presentan un mayor grado de madurez. (b). Valores promedio del contenido de azufre. Promedio de 1.94% para aceites almacenados en Mesozoico y de 0.88% para los almacenados en Cenozoico. Figura 6.17 (a). Los hidrocarburos saturados son el mayor grupo característico de la composición total de un aceite crudo. Por lo tanto, los porcentajes promedio, también marcan la diferencia entre los dos grupos de aceites del área de estudio, 48.7% para el grupo almacenado en Cenozoico y 39.8% para los almacenados en mesozoico. (b). Los compuestos pesados, i.e. Resinas + Asfaltenos son los de más alto peso molecular en los aceites. Su proporción se incrementa conforme los hidrocarburos saturados disminuyen. Para los aceites almacenados en Mesozoico el promedio es 29.3%, mayor que el promedio de 22.7% presente en los aceites almacenados en Cenozoico. Figura 6.18 Dispersión de las propiedades de masa de los aceites del área “A”. Para todas las propiedades de masa, las muestras almacenadas en rocas cenozoicas

xii

presentan mayor dispersión composicional que las mesozoicas; esta diferencia en la dispersión composicional es representativa de aceites almacenados en rocas terrígenas vs. Carbonatadas de cualquier área a nivel mundial. Cada barra vertical representa el rango de distribución de las muestras para la propiedad composicional respectiva. La barra horizontal dentro de cada barra vertical indica la posición de la mediana. API indica gravedad API; S, azufre; HS, hidrocarburos saturados; HA, hidrocarburos aromáticos; R+A, resinas mas asfaltenos; D13C (= δ 13C), isótopos estables de carbono. Figura 6.19 Hipótesis de la existencia de un sello de presión del área “A” en la Cuenca de Chicontepec. Figura 6.20 Área donde los aceites almacenados en rocas del Mesozoico presentan madurez, y los almacenados en rocas Cenozoicas fraccionación evaporativa. Figura 6.21 Tendencia de presión (psi) en pozos de Chicontepec. Los pozos indicados con círculo abierto corresponden al área “A”, en donde ocurre simultáneamente madurez (Mesozoico) y fraccionación evaporativa (Cenozoico) de los aceites crudos. Figura 6.22 (a) Valores promedio de Ts/(Ts + Tm) para aceites cenozoicos de 0.35 y para mesozoicos 0.36. Nótese que no existe correlación estadística entre el parámetro de madurez y la profundidad. (b). Los valores de esteranos C29Ts/ (C29 + C29 Ts) son iguales para los dos grupos de aceites del área “A”. No se observa correlación entre los parámetros graficados. Figura 6.23 (a) Los crudos almacenados en rocas cenozoicas tiene un promedio de 0.59 y los almacenados en rocas mesozoicas el promedio es de 0.62, para los hopanos en C32 22S/(22S + 22R). (b) En los esteranos C29 20S/ (20S + 20R) no se observa tendencias de madurez vs profundidad para los crudos en el mesozoico. Figura 6.24. Diagrama de flujo para estudios de Geoquímica del Petróleo. Los proyectos de investigación por lo general incluyen todos los cuadros del diagrama de flujo, con mayor énfasis en algún cuadro dependiendo del objetivo del proyecto. Cuando el proyecto es de aplicación, las especulaciones, hipótesis y/o modelos pueden pasar directamente a enriquecer la base de datos, sin que necesariamente haya impacto en la metodología de Geoquímica del Petróleo. Modificado de Rosales et al. (2001). Lista de Tablas Tabla 5.1. Valores de gravedad API de los aceites de la Cuenca de Chicontepec. Tabla 5.2 Lista de Identificación para los picos de Biomarcadores. Tabla 6.1 Valores promedio de datos geoquímicos para los aceites almacenados en rocas mesozoicas y en rocas cenozoicas del área “A”. Las diferencias significativas entre crudos almacenados en Mesozoico y Cenozoico, se presentan en los datos de masa (i.e. API, azufre, HS, HA, R+A). Con base en datos moleculares (i.e. de cromatografía de gas y biomarcadores) es casi imposible distinguir los dos grupos de aceites por edad de la roca almacenadora. Tabla 6.2 Valores promedio de datos geoquímicos de los aceites correspondientes al área “B”.

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RESUMEN

La explotación de los yacimientos de la Cuenca de Chicontepec es una de las expectativas petroleras más importantes en México ya que contiene una de las mayores acumulaciones de aceite. La Cuenca se localiza al norte del estado de Veracruz, con una superficie del orden de 4,100 km2, aunque la porción con mejores perspectivas petroleras es el Paleocanal de Chicontepec de casi 3,100 km2, (en promedio 125 km de largo por 25 km de ancho). Geológicamente se ubica en la Cuenca Tampico-Misantla.

La generación y migración del petróleo, forma parte de los esfuerzos que ocasionan la sobrepresión en los yacimientos. Por tanto, al establecer, si ocurren cambios sistemáticos en los aceites de la Cuenca de Chicontepec, indicando un proceso característico de migración vertical, a partir de la caracterización geoquímica; es una aplicación como resultado de los esfuerzos que causan incremento de presión.

Se realizó la caracterización geoquímica de 75 aceites crudos de Chicontepec, con profundidades del intervalo productor de solo 54 aceites. La secuencia analítica incluyó determinación de propiedades en masa y la composición molecular (biomarcadores) que permitieron definir tendencias de madurez en los aceites de Chicontepec.

Se comprobó que la gravedad API fluctúa de los 12° a los 50°, con promedio de 31°, siendo la parte noroeste la que se caracteriza por tener aceites más ligeros; el contenido de azufre para la mayor parte de las muestras está por arriba de 0.5 %. El índice de preferencia de carbono (IPC) sugiere que 79 % de los aceites fueron almacenados en Mesozoico y 70 % almacenados en Cenozoico (rocas siliciclásticas), generados por rocas carbonatadas. Tendencia apoyada por los contenidos relativos de biomarcadores saturados (% de esteranos C29).

Se demostró que la gravedad API, contenido de azufre y los parámetros moleculares Ts/(Ts/Tm), C29Ts/(C29 + C29Ts) y C3222S/(22S+22R) manifiestan una mayor madurez térmica para los aceites ubicados en la zona norte y centro-occidental del Paleocanal de Chicontepec Se propone la existencia de un sello de presión en la zona central del área de estudio (designada “Área A”), localizado entre el límite Cretácico Superior-Terciario. La evidencia geoquímica sugiere la existencia de dicho sello, el cual se fundamenta en el contraste de tendencias composicionales de los crudos de esa zona.

Los aceites almacenados en rocas Mesozoicas presentan alteración predominante debida a la madurez térmica, mientras que los almacenados en rocas Cenozoicas es la fraccionación evaporativa. Esta fraccionación es resultado del efecto geocromatográfico durante la migración secundaria, que no se observa en los crudos almacenados en Mesozoico.

xiv

ABSTRACT

Exploration in the Chicontepec Basin is of the utmost importance since that basin contains one of the largest petroleum reserves of Mexico. The basin is located in Eastern Mexico, state of Veracruz, adjacent to the Gulf Coast. With a total area of 4,100 Km2, the so called Paleocanal de Chicontepec (i.e. Chicontepec Palaeochannel) ―a palaeotopographic depression of ca. 125 Km long and 25 Km wide― is the most prolific zone within the basin. The main objective of this work was to use crude oil geochemistry to identify possible systematic compositional changes that in turn could be interpreted in terms of geological processes, like secondary migration. Over 75 production oils were collected. The analytical sequence included the determination of both mass and molecular properties, including API gravity, sulphur contents, gross composition, whole oil gas-chromatography, and saturated biomarkers. It was found that the API gravity ranges from 12° to 50°, with an average of 31°. The Northwest of the study area has the light oils, while the sulphur contents is generally over 0.5 % The carbon preference index (CPI) suggests that all oils reservoir in Mesozoic rocks and ca. 70 % of the oils reservoir in Cenozoic (i.e. mainly siliciclastic rocks), were generated by carbonate source rocks. This result is supported by the relative contents of specific saturated biomarkers (i.e. C27-C28-C29 steranes). A geographic maturity trend basically of East-West direction was determined and confirmed through the combination of API gravity, sulphur contents, and molecular parameters (i.e. Ts/(Ts/Tm), C29Ts/(C29 + C29Ts) and C3222S/(22S+22R). The existence of a pressure seals in a central zone of the Paleocanal de Chicontepec (i.e. “Area A”) and located between the Mesozoic and Cenozoic sequences, is here proposed on the basis of crude oil geochemistry evidence. Mesozoic oils reservoir in Area A show a tendency of alteration mainly due to maturity, while Cenozoic reservoir oils in the same area show evaporative fractionation. This fractionation was interpreted as the result of the geochromatographic effect during secondary migration, not seen in Mesozoic oil samples. The hypothesis here proposed of the existence of a pressure seal in Area A, should be tested through the combination of other relevant information.

xv

1. INTRODUCCIÓN

Una de las expectativas petroleras más importantes que actualmente existe

en México se encuentra hacia el noreste del país, y es conocido como Paleocanal

o Paleocañón de Chicontepec (Bush y Govela, 1978). Por sus dimensiones y

reservas contiene una de las mayores acumulaciones de hidrocarburos en

México. En el año 2000 se contabilizó a Chicontepec como representante del 27%

de las reservas probadas y certificadas a nivel nacional de 19,453 MMBPCE

(millones de barriles de petróleo crudo equivalente).

El Paleocanal de Chicontepec combina pozos de baja productividad con un

sistema geológico de características complejas (cuerpos arenosos complejos,

porosidad máxima de 14%, permeabilidad de 0.01 a 100 mdarcys) factores que

representan grandes retos. Por lo que se requiere establecer mejores

metodologías, las cuales permitan ser aplicables al tipo de yacimientos del

Paleocanal de Chicontepec.

Históricamente, en 1926 las empresas “El Aguila” y “Stanford Oil Company”,

al perforar algunos pozos en rocas del Cretácico, descubrieron manifestaciones de

hidrocarburos provenientes de las areniscas del Paleocanal de Chicontepec, pero

los abandonaron por considerarse incosteables. Más tarde, en julio de 1935, se

explotó comercialmente el primer pozo en el área de Chicontepec, aprovechando

el pozo Poza Rica No. 8, el cual fluyó aceite en forma intermitente, dadas las

pobres características petrofísicas de la formación litológica.

Después, en el lapso 1950-1970, tras haber agotado sus posibilidades de

explotar la Formación Tamabra, se perforaron varios pozos de los campos

Presidente Alemán y Soledad con resultados alentadores en areniscas del

Paleocanal de Chicontepec. La producción comercial del Paleocanal de

Chicontepec inició en 1952 con la explotación del campo Miguel Alemán. La

explotación de este campo continuó en 1970 con la perforación de seis pozos. En

1

1971 se fracturó hidráulicamente el primer pozo, incrementando cinco veces su

producción de 13 a 75 BPD (barriles por día).

De 1974 a 1977 se realizaron estudios (Yañez, 1998; Pemex, 1999), y se

confirma la existencia del Paleocanal de Chicontepec (123 km x 25 km). Más

adelante, entre 1976 y 1981 se perforaron 49 pozos exploratorios en el Paleocanal

de Chicontepec; 47 resultaron productores. Así mismo, en la década de los años

1970 al norte del canal se desarrollaron los campos Soledad y Soledad Norte, en

la década de los años 1980, Tajín y Agua Fría, y Escobal en los 1990.

A la fecha se han perforado 951 pozos en el Paleocanal Chicontepec, de

los cuales 192 son exploratorios. Se encuentran distribuidos en 37 campos, 10

desarrollados parcialmente y uno, él campo”Soledad Norte” está prácticamente

desarrollado, con una producción de 13,600 BPD y 23 MMPCD (millones de pies

cúbicos diarios). Dichos volúmenes equivalen a 25 BPD por pozo, en función de

una declinación promedio anual del 17%. En el campo Agua Fría se han perforado

4 pozos horizontales con resultado desalentador, donde se observó que los pozos

verticales fracturados tuvieron mayor productividad que los pozos horizontales.

1.1 Localización

El Paleocanal Chicontepec es una unidad paleofisiográfica alargada,

orientada de NW-SE y se extiende en el subsuelo desde Cerro Azul, Ver., hasta

Tecolutla, Ver. Con longitud aproximada de 123 km y anchura variable de 25 km

en la parte norte y 12 km en la parte sur, abarcando una superficie aproximada de

3100 km2 (Figura 1.1). Geológicamente pertenece a la provincia Tampico-Misantla.

Forma parte de la Cuenca de Chicontepec, sus coordenadas geográficas son de

20° 18’- 21° 08’ de latitud norte y 97° 10’- 98° 00’ de longitud oeste. Se ubica entre

la plataforma de Tuxpan (Faja de Oro) al oriente y la Sierra Madre Oriental al

oeste, perteneciente a los estados de Veracruz, Puebla e Hidalgo (Figura 1.2). La

2

superficie de esta área es del orden de los 4,100 km2, aunque la porción con

mejores perspectivas petroleras es el Paleocanal de Chicontepec.

Figura 1.1 Localización del Paleocanal de Chicontepec. Nótese su cercanía con la Faja de Oro, situada inmediatamente al este.

Figura 1.2 Localización de la Cuenca de Chicontepec.

3

400 20 60

KM

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CABO NUEVO

ARRECIFE MEDIO

ISLA DE LOBOS

CARPA

ESTURION

FOCA

MARSOPA

AMATLAN

POTRERO DEL LLANO

PEZ VELA

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CANGREJO

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MORSA

HUACHINANGO

MOZUTLAACUATEMPA

MESA CERRADA

HORCON

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VICENTE GUERRERO

STA. AGUEDA

POZA RICAPRESIDENTE ALEMAN

TAJIN

SOLEDAD

SOLEDAD NTE.

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P OZA R IC A

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"PALEOCANAL DE CHICONTEPEC"

CUE NC A D E CHIC ONTEPE C

SIERRA MADRE O

RIENTAL PLATAFOR MA DE TU XPAN

1.2 Marco Geológico

La Cuenca de Chicontepec es de tipo antefosa, en donde se depositaron

sedimentos arcillo-arenoso de ambiente turbidítico con una marcada asociación

faunística de aguas someras y profundas (Cabrera, C. y Lugo R., 1984). En su

porción media-sureste se tiene evidencia de un paleocanal el Paleocanal de

Chicontepec, de edad Eoceno Temprano, que se profundiza hacia el sureste.

El Paleocanal de Chicontepec se encuentra orientado de noroeste a

sureste. Paleotopográficamente es una depresión alargada, originada por una

combinación de eventos tectónicos y erosivos. Se llenó con una pila sedimentaria

marina, turbidítica, el contenido faunístico de foraminíferos bentónicos de

Chicontepec indican depositación en ambiente nerítico externo y batial de aguas

profundas; en algunos lugares con más de 2700 m de espesor. La columna

geológica está integrada por conglomerados, areniscas, limolitas y lutitas, con

edades que van del Paleoceno al Eoceno Temprano. Sus características

geológicas son complejas debido a que no hay una distribución uniforme en el

Paleocanal.

Este sistema originado por el relleno de materiales de corrientes

submarinas que circularon sensiblemente paralelos a los márgenes de la Sierra

Madre Oriental y de la Plataforma de Tuxpan, se cortaron en la porción sur

sedimentos comprendidos desde el Jurásico al Paleoceno, en contraste con la

porción norte, en donde las rocas afectadas fueron del Paleoceno. También se

aprecia que la discordancia es más abrupta en el área norte. El relleno de esta

depresión se llevó a cabo en el Eoceno inferior por corrientes fluviales que

drenaban de la Sierra Madre Oriental, y que transportaron y depositaron más de

1000 m de sedimentos tipo flysch, representados por alternancia de areniscas y

lutitas ricas en fauna mezclada y retrabajada de plataforma y cuenca, de

diferentes edades (Cabrera, C. y Lugo R., 1984). Los fósiles más distintivos del

4

Eoceno Inferior son Globorotalia wilcoxsensis Bolli y Globorotalia rex Bolli, que son

biozonas típicas de este nivel estratigráfico. El máximo espesor de areniscas

observado es de 700 m y se localiza hacia la parte central de la desembocadura

del Paleocanal, en el sureste.

El origen del Paleocanal de Chicontepec se presentó a fines del Paleoceno

y principios del Eoceno, a consecuencia del relleno sedimentario por corrientes

submarinas de los mismos sedimentos del Paleoceno, Cretácico y Jurásico.

Posteriormente, el canal fue rellenado por sedimentos arcillosos y arenosos en

forma alternada, cubriendo un área de aproximadamente 123 km de longitud por

25 km de amplitud, lo que dio lugar a trampas estratigráficas localizadas a

profundidades que varían desde los 800 m en la porción norte, hasta alrededor de

los 2500 m en la porción sur, cerca de Tecolutla. El espesor neto de las

formaciones productoras va desde unos pocos centímetros hasta 400 metros.

1.2.1 Estratigrafía

En el área de estudio existen cinco unidades litoestratigráficas

representadas por las formaciones Velasco Basal (Paleoceno inferior),

Chicontepec Inferior (Paleoceno superior), Chicontepec Medio (Paleoceno

superior), Chicontepec Superior (Eoceno Inferior temprano) y Chicontepec Canal

(Eoceno Inferior tardío) (Figura 1.3).

5

ALAZAN PALMA REAL INF.

PALMA REAL SUP.-HORCONES

TANTOYUCA CHAPOPOTEGUAYABAL

CHICONTEPECSUPERIOR/CANAL ARAGON

MENDEZ

CHIC. MED.

CHICONTEPEC INF.VELASCO BASAL

AGUA NUEVATAMAULIPAS SUP. TAMABRA

TAMAULIPAS INF.

TAMAN SAN ANDRES

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

SUPERIOR

PALEOCENO INF.

PALEOCENOSUPERIOR

EOCENO INF.

EOCENO MED.

EOCENO SUP.

OLIG. INF.

OLIG. SUP.

SERIESIS-TE-MA

PLAYPRODUC

AREA NORTE AREA SURFORMACION

COLUMNA TIPO “PALEOCANAL DE CHICONTEPEC”

TER

CIA

RIO

CR

ETAC

ICO

JUR

ASIC

O

SAN FELIPE

PIMIENTA

ALAZAN PALMA REAL INF.

PALMA REAL SUP.-HORCONES

TANTOYUCA CHAPOPOTEGUAYABAL

CHICONTEPECSUPERIOR/CANAL ARAGON

MENDEZ

CHIC. MED.

CHICONTEPEC INF.VELASCO BASAL

AGUA NUEVATAMAULIPAS SUP. TAMABRA

TAMAULIPAS INF.

TAMAN SAN ANDRES

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

SUPERIOR

PALEOCENO INF.

PALEOCENOSUPERIOR

EOCENO INF.

EOCENO MED.

EOCENO SUP.

OLIG. INF.

OLIG. SUP.

SERIESIS-TE-MA

PLAYPRODUC

AREA NORTE AREA SURFORMACION

COLUMNA TIPO “PALEOCANAL DE CHICONTEPEC”

TER

CIA

RIO

CR

ETAC

ICO

JUR

ASIC

O

SAN FELIPE

PIMIENTA

Figura 1.3 Columna estratigráfica del Paleocanal de Chicontepec. Tomado de Yañez, M., 1998.

Estos sedimentos producto de la erosión, fueron transportados y

distribuidos por corrientes de turbidez, y depositados en ambiente nerítico a batial

superior de aguas profundas. Las secuencias turbidíticas se depositaron por

eventos múltiples, incluyendo flujo de escombros y deslizamientos, algunas veces

retrabajadas por corrientes de fondo marino.

Utilizando nuevas tecnologías basadas en el análisis de sistema poral a

través de microscopio de barrido electrónico (SEM), análisis de rayos “X”,

propiedades eléctricas de las rocas y el estudio de láminas delgadas en núcleos

de pozos perforados, y con el soporte de información sísmica tridimensional. Se

ha establecido que el ambiente de depósito corresponde a un modelo de abanico

6

submarino, establecido por Walter, 1978, en el cual se identificaron 11 facies

distribuidas a lo largo de la cuenca (Figura 1.4).

LUTITAS(PLANICIE FONDO MARINO)

CANAL ALIMENTADOR

TURBIDITAS CLASICAS

CONGLOMERADOS(CANAL)

FANGLOMERADOS(TALUD)

A

D2

C1

D1

B1

E

F

B2C2

G

LUTITAS Y ARENISCAS(DESBORDE DE CANAL)

ARENISCAS GUIJARROSAS(CANAL)

ARENISCAS MASIVAS(CANAL)

D3ARENISCAS GRANO FINO(ABANICO INFERIOR MEDIO)

ARENISCAS(ABANICO INFERIORINTERNO)

ARENISCAS (ABANICO MEDIO PROXIMAL)

ARENISCAS (ABANICO MEDIODISTAL)

ARENISCAS GRANOARENISCAS GRANOMUY FINOMUY FINO(ABANICO INFERIOR(ABANICO INFERIOREXTERNO)EXTERNO)

Walker, 1978

ABANICOSUPERIOR

Figura 1.4 Modelo sedimentológico conceptual de abanico submarino y su distribución regional (Walker, 1978).

Estos depósitos fueron afectados por una serie de eventos erosivos, de los

cuales sobresale regionalmente la discordancia de la base del Eoceno Inferior

(Figura 1.5). La cual forma un canal que se profundiza de noroeste a sureste (NW

– SE), donde sedimentos terciarios y del Jurásico Superior están en contacto

(Figura 1.6).

7

✔ Regional de Abanicos Submarinos✔ Geometría de superposición de abanicos✔ Erosión regional (discordancia)

SWSW NENE

D1C2 D3

D2B1

(Walker, 1978)

✔ Regional de Abanicos Submarinos✔ Geometría de superposición de abanicos✔ Erosión regional (discordancia)

SWSW NENESWSW NENE

D1C2 D3

D2B1

D1C2 D3

D2B1

(Walker, 1978)

Discordancia

Figura 1.5 Representación esquemática de la discordancia del contacto Paleoceno-

Eoceno. Adaptado de Walker (1978).

SWSW NENEMina-2Barita-1Humapa-1-DTablon 1-D

Base Eoceno SuperiorFormación Tantoyuca

Cima Eoceno MedioFormación Guayabal

Erosión RegionalEoceno Inferior

Superficie PaleocenoIntermedio

Figura 1.6 Visualización de la discordancia regional del Eoceno Inferior de Chicontepec

(Tomada de Pemex, 1999).

8

Hacia la parte norte y centro del Paleocanal de Chicontepec la mayoría de

los intervalos productores se localiza por debajo de esta discordancia, mientras

que en la porción sur la producción se ubica en las arenas basales que la

sobreyacen.

Al igual que la base del Eoceno Inferior, su cima es discordante. Dichas

discordancias en la base y cima de este nivel estratigráfico, son ejemplos de

eventos erosivos entre los cuales fueron desarrolladas pequeñas cuencas de

interés petrolero. Hacia el sureste, la erosión diferencial alcanzó su máxima

expresión. Esto debido en parte a la presencia de zonas incompetentes y a la

distribución de los principales sistemas de paleocorrientes. Allí la columna del

Cretácico Medio al Eoceno Inferior temprano está ausente, pues la Formación

Chicontepec Canal (Eoceno Inferior tardío) yace directamente sobre el Jurásico

Superior.

1.2.2 Geología Estructural

Regionalmente, la geometría de las arenas está asociada en forma directa

con el medio ambiente de depósito de abanicos submarinos superpuestos,

conformando estructuras suaves (anticlinales y sinclinales) y amplias en facies de

abanico medio y distal. Las estructuras más profundas y deformadas se

encuentran en la porción occidental del Paleocanal de Chicontepec, en las facies

de abanico superior o cercano a la fuente de aporte, situación por la que el

aspecto estructural está al menos parcialmente subordinado al carácter

estratigráfico (Figura 1.7).

9

Eoceno inferior

Cretácico MéndezCretácico

Eoceno GuayabalCretácico Tamabra

Jurásico Tamán

Pchi

Oligoceno Palma Real inferior

Eoceno Tantoyuca

Cretácico Abra

EchsPchmPchi

Pvb

Oligoceno

Palma Real

3

1 2

Pvb

J. Pimienta

SW NE

Figura 1.7 Sección estructural que muestra la discordancia regional del Eoceno Inferior. Los números indican las tres áreas de interés económico; 1.-Chicontepec –Paleoceno-Eoceno Inferior-, 2.- Chicontepec Canal –Eoceno Inferior-, 3.- Tantoyuca –Eoceno Superior-. (Tomada de Pemex, 1999). La nomenclatura se refiere a: Pvb.- Paleoceno Inferior-Velasco Basal; Pchi.- Paleoceno-Chicontepec Inferior; Pchm.- Paleoceno-Chicontepec Medio; Echs.- Eoceno-Chicontepec Superior.

1.2.3 Sistema Petrolero

Las principales rocas generadoras son las facies arcillo-calcáreas del

Jurásico superior, de las Formaciones Santiago, Tamán y Pimienta (Román et al.,

1999). Las rocas almacenadoras ocupan aproximadamente el 33% del relleno de

la cuenca. Son principalmente areniscas del Eoceno Inferior de la Formación

Chicontepec Superior, originadas por sistemas de depósitos turbidíticos cíclicos de

abanicos submarinos. También existen acumulaciones en rocas del Paleoceno

Superior y Eoceno Superior (Figura 1.3).

10

Las rocas sello en las porciones norte y central del área, lo componen

sedimentos arcillosos localizados por encima de la erosión regional de edad

Eoceno Inferior, mientras que hacia el sureste lo establecen los sedimentos

arcillosos de la Formación Guayabal (Eoceno Medio). Es importante mencionar

que debido a la naturaleza del depósito, las intercalaciones arcillosas entre

cuerpos arenosos constituyen sellos de carácter local. El hecho de que la roca

generadora sea de edad Jurásico Tardío, significa que hacia la porción sur del

área de estudio los intervalos productores ubicados en las arenas basales que

sobreyacen a la discordancia se hallan muy cercanos a la fuente de origen del

petróleo, por lo que la migración secundaria debió ser corta. Lo anterior implica

que la discordancia no está sellada. Hacia el norte y centro del Paleocanal la

distancia de migración secundaria fue insuficiente para que la mayor parte del

petróleo generado atravesara la discordancia, aunque una parte del petróleo sí la

atravesó y ello también implica que en el norte y centro del Paleocanal de

Chicontepec existen porciones no selladas de la discordancia.

En el Paleocanal de Chicontepec, las trampas que predominan son de tipo

estratigráfico, complejas, y controladas por la geometría debida a la superposición

de abanicos y superficies de erosión, que muestran un componente estructural en

los cuerpos localizados en la porción occidental.

En Chicontepec han sido reconocidas tres áreas productoras, (Pemex, 1999).

A) Chicontepec: Paleoceno-Eoceno Inferior

B) Chicontepec Canal: Eoceno Inferior tardío

C) Tantoyuca: Eoceno Superior

A) Chicontepec. Se localiza partes de los estados de Veracruz, Puebla e

Hidalgo, en la Cuenca Terciaria de Chicontepec. Corresponde a una secuencia

sedimentaria marina, turbidítica de ambiente nerítico externo y batial, depositada

en forma de lóbulos y abanicos submarinos de edad Paleoceno-Eoceno Inferior

temprano. En algunos lugares rebasa los 1,700 m de espesor. Estas secuencias

11

de areniscas (litarenitas-litarenitas félsicas), limolitas y lutitas tienen características

muy variables y distribución irregular, ya que se localizan por debajo de una

discordancia regional y encima de ella, se tienen sedimentos arcillosos. Como

ejemplo, los campos petroleros Agua Fría, Tablón y Humapa que se localizan en

estas secuencias.

La roca generadora de donde pueden provenir los hidrocarburos pertenece

a las facies arcillo-carbonatadas del Jurásico Superior (Oxfordiano-Tithoniano) de

las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta. Su espesor varía entre 200 m y 800

m. El promedio de Carbono Orgánico Total (COT) es 2.2% y del Índice de

Hidrógeno (IH) alrededor de 500 mgHC/g (Román et al, 1999). El kerógeno

predominante es de tipo II compuesto por materia algácea marina. El nivel de

madurez térmica (Roe = 0.8-1.0 %) corresponde al pico de generación de aceite

(Román et al, 1999), que fue alcanzada durante el Eoceno-Oligoceno.

La roca almacenadora corresponde a areniscas de grano medio a fino del

Paleoceno-Eoceno Inferior, su espesor es variable y su continuidad lateral es

dependiente de la geometría y tamaño de la cuenca. Los tipos de trampas

encontradas en esta área son predominantemente combinadas (estratigráficas-

estructurales). El entrampamiento está dado por lutitas intercaladas que limitan en

su cima, base y lateralmente a los desarrollos arenosos.

B) Chicontepec Canal. Esta secuencia se depositó en una gran depresión

alargada orientada NW-SE. El relleno tuvo lugar después de un evento erosivo de

gran magnitud y corresponde a una secuencia marina, turbidítica, de ambiente

nerítico externo y batial. En algunos lugares rebasa los 1,000 metros de espesor.

En esta zona la erosión fue muy profunda y pone en contacto rocas del Jurásico

Superior de la Formación San Andrés con las del Eoceno Inferior de la Formación

Chicontepec Superior.

12

Respecto a la roca generadora, es incierto hablar del origen de los

hidrocarburos de esta secuencia; sin embargo se considera que los tipos de roca

generadora más favorables de donde puedan provenir están representados por las

facies arcillo-carbonosas del Jurásico superior (Oxfordiano-Tithoniano),

correspondiente a las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta.

La roca almacenadora está constituida por areniscas de espesor variable, y

su continuidad lateral es dependiente de la geometría y magnitud de la erosión.

Estas rocas presentan constituyentes líticos carbonatados en un rango del 35-

40%. La secuencia de areniscas descansa discordantemente sobre la Formación

San Andrés (Oxfordiano Superior – Kimmeridgiano). Los tipos de trampas son

estratigráficas y combinadas. Los procesos relacionados con la erosión y la

migración han propiciado la degradación de los hidrocarburos cambiando sus

propiedades fisicas y químicas.

C) Tantoyuca. Corresponde a una secuencia sedimentaria de edad Eoceno

Superior, representada por arenas, conglomerados, limolitas y lutitas, que fueron

depositadas en ambientes de aguas someras; rica en macroforaminíferos y pobre

en pelágicos (Cabrera y Lugo, 1984). Su distribución está restringida

principalmente hacia el borde oriental del Paleocanal de Chicontepec y la

plataforma de Tuxpan. Su depósito tuvo lugar en deltas de abanico y canales

submarinos. El espesor promedio de la formación alcanza los 500 metros. Las

rocas generadoras en esta área son las lutitas arcillo-carbonosas y las calizas

arcillosas, principalmente de la Formación Santiago, aunque existe generación en

las Formaciones Tamán y Pimienta.

La roca almacenadora está constituida por areniscas con geometría de

barras de desembocadura y canales distribuidores; los cuerpos de arena tienen

espesores entre 12 y 18 metros. Son comunes las litarenitas de grano fino a

medio. En algunos intervalos existen conglomerados con matriz arenosa. Las

rocas sello están formadas por las lutitas de la Formación Palma Real Superior, de

13

edad Oligoceno Medio, además de las lutitas interestratificadas con los cuerpos

arenosos de la Formación Tantoyuca. El tipo de trampa predominante es la

estratigráfica, pero las hay combinadas.

1.3 Trabajos Geoquímicos Previos

La mayoría de los antecedentes de geoquímica orgánica del Paleocanal de

Chicontepec permanecen inéditos y son de difícil consulta. Aquellos que fue

posible obtener, en forma de resumen, como figuras aisladas, o brevemente

citados por otros autores, son los de Arredondo, 1973., IMP, 1980., Romero y

Fricaud 1985., citado como (“Romero y colaboradores” en Holguín, 1991);

Romero, Ortega y Fricaud, 1985., citado como (“Romero y colaboradores” en

Holguín, 1991); y Guzmán, 1986., citado en Holguín, 1991., y de los últimos;

Román et al, 1999. Únicamente los trabajos de Holguín (1991), González y

Holguín (1992) y Román et al, (1999) están publicados y son de fácil consulta,

aunque se trata de resúmenes de información de todas las áreas petroleras de

México y no específicamente del Paleocanal de Chicontepec.

Arredondo, 1973, hizo una evaluación del potencial generador de la

Formación Santiago en varias localidades de la Cuenca Tampico-Misantla, aunque

los sitios específicos del estudio no son mencionados por Holguín, 1991. Sin

embargo, esta referencia es útil por tratarse de una formación existente en

Chicontepec. Arredondo, 1973, determinó que la facies margosa de la Formación

Santiago es indudablemente generadora. El potencial generador remanente de la

formación va de acuerdo con el marco geológico. 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 encuentra dentro de

la fase principal de generación (Holguín, 1991), Figura 1.8.

14

JUR SUP K. INF. MIO. K. SUP. PAL. EOCENO OLIG. 130 100 70 46 25 10 MA

130°

PLIO

120°

110°

100°

90°

80°

70°

60°

50°

4

3

2

1

ZONA PRINCIPAL

DEL PETRÓLEO DE GENERACIÓN

Tem

pera

tura

s A

ctua

les

PRO

FUN

DID

AD

(km

)

Figura 1.8 Diagrama de sepultamiento de la Formación Santiago en la Cuenca Tampico-Misantla (Arredondo, 1973). Las diferentes curvas de sepultamiento no son explicadas por Holguín, 1991. Es posible que cada curva corresponda a la historia de sepultamiento de la Formación Santiago en una localidad diferente. Nótese que en todos los casos dicha formación entró a la zona principal de generación del petróleo, y en un caso específico la unidad pudo haber generado tan rápidamente como el Cretácico Temprano. En el tiempo que Arredondo escribió su trabajo (1973), este método exploratorio era básicamente desconocido en Occidente, y pasarían años antes de que fuera popularizado por Waples (1980, 1985).

En un informe inédito del Instituto Mexicano del Petróleo, 1980, se elaboró

un mapa de gravedades API del Paleocanal de Chicontepec. En dicho mapa se

observa una tendencia de crudos ligeros hacia el oeste del paleocanal y menos

ligeros hacia el este (Figura 1.9). Si se presta atención al mapa se estiman

aproximadamente 10 muestras, probablemente éstas hayan sido la base para la

elaboración de dicha configuración.

15

Figura 1.9 Mapa de isolíneas de gravedad API. Se demuestra una tendencia de oeste a este del Paleocanal de Chicontepec, de crudos más ligeros a menos ligeros. Figura aislada del informe inédito G-8303, Instituto Mexicano del Petróleo (1980).

Romero y Fricaud, 1985, realizaron un estudio geoquímico a muestras de

aceite y roca del área de Chicontepec, para determinar si los aceites entrampados

en las formaciones estudiadas provenían de las mismas. Se encontró que las

Formaciones Cretácicas Méndez y Tamabra, y las Terciarias Chicontepec Inferior,

Chicontepec Medio y Palma Real, no pudieron contribuir a la generación de los

aceites. A la vez, dichas autoras proponen como probables generadoras de

hidrocarburos líquidos, de capacidad regular, a las formaciones Tamán

(Kimmeridgiano) y Pimienta (Tithoniano), ambas depositadas en ambientes de mar

abierto. Las variaciones detectadas en la evolución de los aceites crudos

obedecen principalmente a las distintas condiciones de madurez de la materia

17

orgánica precursora, y no a diferencias de origen. Regionalmente, el grado de

madurez estuvo controlado por el movimiento de bloques del basamento, así

como por fluctuaciones del gradiente geotérmico a través del tiempo. Localmente,

el control del grado de madurez fue por la presencia de intrusiones ígneas,

registradas en algunos pozos del área.

Holguín, 1991, menciona que para la Cuenca Tampico-Misantla, Romero et

al., 1985 desarrollan dos prospectos de interpretación geoquímica, con el objeto

de buscar correlación entre los aceites y sus rocas generadoras. Uno de esos

prospectos es el citado en el párrafo precedente (Romero y Fricaud, 1985). Pero

además, de acuerdo con Holguín (1991), para el Paleocanal de Chicontepec,

Romero et al., 1985, encontraron 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.

Proponiendo un origen común para todos los aceites estudiados. Holguín (1991),

cita ese origen común y el hallazgo por Romero et al., de una correlación aceite-

roca positiva, mediante espectrometría de masas de la fracción nafténica de rocas

del Jurásico Superior y aceites de la Cuenca Tampico-Misantla, (Figura 1.10).

18

20

60

40

40

20 80 N

80 2

90 10

70 30

50

70

90 10

30

50 70 90 30 10

50

Muestra de roca

Área de distribución de los aceites

N3

M1 + M

4

20 40 60 80

60

Figura 1.10 Correlación de las fracciones nafténicas de rocas del Jurásico Superior y aceites de la Cuenca Tampico-Misantla. (Romero et al., 1985).

Aunque al referirse a la Figura 1.10, Holguín, 1991, cita expresamente al

Paleocanal de Chicontepec, la cita bibliográfica que incluye dicha figura

corresponde a Romero et al, 1985; la cual corresponde a un estudio del área

Ébano-Altamira-La Laja. Por lo tanto, queda la interrogante del área de estudio a

la que pertenece la Figura 1.10. Uno de los trabajos de Romero, et al. 1985, –

específicamente el escrito por Romero, Ortega y Fricaud, 1985; está ausente del

Catálogo de Estudios e Investigaciones de Exploración, del IMP (1986), y el

informe completo y sus figuras no estuvieron disponibles.

19

Según Holguín (1991), más tarde Guzmán, 1986, integró y complementó la

información de los trabajos de 1985 por Romero et al., confirmando las

conclusiones de estas últimas autoras.

González y Holguín, (1991,1992), incluyen un resumen de datos de la

Cuenca Tampico-Misantla, obtenido de un banco de información básica de

geoquímica (PEMEX). Ellos indican que 57 % de 309 muestras de las

Formaciones Santiago, Tamán y Pimienta (Oxfordiano, Kimmeridgiano y

Tithoniano, respectivamente), presentan Carbono Orgánico Total (COT) superior a

1 %. El 40 % de esas 309 muestras presenta un potencial generador (S2), superior

a 2.5 mg/g. El Horizonte Otates (Aptiano Superior) tiene COT superior a 2 % y

más de 10 mg de hidrocarburos por gramo de roca, mientras que la Formación

Agua Nueva (Turoniano), mostró valores de carbono orgánico superiores a 1 % en

11 de 41 muestras analizadas, pero sólo 6 superan los 2.5 mg/g de S2. Según

González y Holguín, 1992, el Jurásico Medio y las unidades más profundas se

hallan sobremaduras; el intervalo maduro abarca principalmente del Cenomaniano

al Oxfordiano; y la zona inmadura va principalmente del Turoniano hacia el

Cuaternario (González y Holguín, 1991, 1992).

Un problema fundamental para construir modelos de cantidad, calidad y

madurez de la materia orgánica “in situ” utilizando datos analíticos pre-existentes

(como en los modelos de González y Holguín, 1991, 1992), consiste en que

frecuentemente la posición estratigráfica de las muestras analizadas es incierta.

Usualmente sólo se conoce el nombre de la unidad estratigráfica a la que

pertenece la muestra, pero se desconoce su posición dentro de la unidad

correspondiente. Este es uno de los motivos por los que, hasta el día de hoy, la

literatura publicada de las rocas generadoras de México no indica, por ejemplo,

qué porción del Tithoniano (parte superior, media, o inferior) es la roca

generadora. Por este motivo, utilizando datos pre-existentes sólo es posible

evaluar la información como base a valores promedio de parámetros como el

20

COT. El uso de valores promedios de COT por unidad litoestratigráfica para

modelar rocas generadoras de la manera en que lo presentan González y Holguín

(1991, 1992), es una estrategia originalmente establecida en México por Bello, et

al. (1986).

Román, R., Mena, S. y Bernal V., 1999; realizan una caracterización

geoquímica de las rocas generadoras y los aceites, con la finalidad de evaluar la

cantidad de hidrocarburos generados y migrados en la Cuenca Tampico–Misantla.

Para llegar al objetivo de este trabajo hacen un análisis de los trabajos inéditos

hechos por PEMEX, IMP, Amoco, BP, Chevron y Petrobras, de esta forma,

integrarlos con resultados analíticos obtenidos de rocas y aceites. Delimitan

horizontes cogeneradores carbonatados arcillosos a niveles Jurásico Inferior,

Cretácico y arcillosos en el Terciario. Con los biomarcadores definen tres familias

genéticas: Aceites marinos carbonatados arcillosos anóxicos (familia

predominante), Aceites marinos carbonatados anóxicos (campos Tamaulipas-

Constituciones y Arenque); Aceites marinos arcillosos subóxicos (campos Isla de

Lobos, Palo Blanco). A partir de parámetros geoquímicos de las rocas jurásicas

generadoras calcularon la cantidad total de hidrocarburos migrados; la cual varía

entre (4-6) x 1011 barriles de petróleo crudo.

En el trabajo de Román et al., 1999, también se desconoce la ubicación de

las muestras analizadas y para la reconstrucción de la historia de sepultamiento

de las rocas generadoras, asimismo; del modelado cinético de la madurez térmica

se ajustaron utilizando datos pre-existentes.

21

2. OBJETIVO DEL PROYECTO

La Cuenca de Chicontepec contiene una de las mayores acumulaciones de

aceite, con bajos índices de productividad. Presenta características geológicas

complejas y por consiguiente influye en su potencial productor de hidrocarburos y

en la adecuada caracterización de los horizontes de interés económico. Por lo

tanto se requiere aplicar nuevos enfoques metodológicos para tener un mayor

conocimiento en cuanto a las propiedades y calidad de la cuenca.

Considerando que el petróleo, ha sido generado en cuencas profundas,

limitado por un sello dentro de los compartimientos de fluidos. La cantidad y

composición del tipo de hidrocarburo y su historia de sepultamiento, determinan

los volúmenes del petróleo generado. Sin embargo, la migración de éstos en los

compartimientos, en una fase gaseosa y líquida, es un proceso de impulso de

presión, en el cual la dirección del flujo es controlada por una configuración y

presiones internas de los compartimientos de los fluidos.

De tal manera, el objetivo primordial de la presente investigación fue, en

primer lugar realizar el análisis de la caracterización geoquímica de los aceites

colectados de Chicontepec, y en función de la caracterización determinar si hay

una relación con el comportamiento de presiones. Y finalmente, definir si hay una

interacción con los procesos que causan cambios de presión con los eventos

geológicos ocurridos dentro del área de estudio.

22

3. MUESTREO Y METODOLOGÍA ANALÍTICA

3.1 Técnica de muestreo

Se colectaron 75 muestras de aceite en la Cuenca de Chicontepec; el

muestreo fue realizado por la M. en C. Lilia Castro Ortiz del Instituto Mexicano del

Petróleo y la Ing. Leticia Bernal de PEMEX. Aproximadamente 250 ml de aceite

crudo fueron colectados en cada pozo directamente de uno de los

estranguladores. Se utilizó un tubo de acero (“cuello de ganso”) químicamente

limpio, enjuagado con metanol y cloruro de metileno previamente a la colecta de

cada muestra. El tubo se conecta al estrangulador y aproximadamente un litro de

aceite se deja drenar para –en lo posible– limpiar la válvula de crudo degradado y

otras impurezas; siempre y cuando las condiciones del pozo lo permitan. Después,

bajo condiciones atmosféricas, fue colectada la muestra desde el tubo de acero a

un frasco de vidrio color ámbar. Cada frasco fue llenado al máximo posible para

disminuir pérdidas por evaporación. Después de colectar cada muestra el frasco

respectivo fue envuelto en papel aluminio con el objeto de evitar el contacto con la

luz, etiquetado para su identificación y colocado en una hielera; para

posteriormente efectuar los análisis.

3.2 Metodología Analítica

La secuencia analítica incluyó determinación de gravedad API,

determinación del contenido de azufre en aceite total, determinación de la

composición general (hidrocarburos saturados (hs), hidrocarburos aromáticos (ha),

y resinas + asfaltenos (r+a)) mediante cromatografía líquida de alta presión

(HPLC), cromatografía de gas de aceite total, análisis de biomarcadores

saturados, y análisis de isótopos estables de carbono en aceite total (Figura 3.1).

23

Los análisis del presente trabajo se realizaron con aceites crudos, los

cuales constituyen la parte líquida del petróleo.

δ13C

Biomarcadores Saturados

Separación Preparativa

Gravedad API

Azufre

Composición General

CG C15+

ACEITE CRUDO

Figura 3.1 Secuencia analítica para la caracterización química de los

aceites crudos colectados en la Cuenca de Chicontepc.

3.2.1 Gravedad API

La densidad de los aceites se determinó por el método del picnómetro, para

después calcular la gravedad API.

24

El picnómetro es un pequeño recipiente de vidrio abierto por la parte

superior. El recipiente se pesa vacío, después con agua bidestilada.

Posteriormente se pesa el picnómetro lleno con la muestra de aceite, evitando

burbujas. La densidad de cada aceite se calcula siguiendo la fórmula:

D = (C-A) / (B-A)

Donde:

D = Densidad

A = Peso del picnómetro vacío

B = Peso del picnómetro con agua bidestilada

C = peso del picnómetro con aceite

Los grados API se calcularon por medio de la siguiente fórmula:

°API = (141.5 / D) – 131.5

3.2.2 Determinación del Porcentaje de Azufre

El contenido de azufre en los aceites se analizó en un equipo LECO, que

permite la detección de azufre total en sólidos y líquidos. Su función consiste en la

oxidación de la muestra a alta temperatura. La muestra es calentada en

combinación con oxígeno a una temperatura de 1000°C. Los gases producidos por

la combustión (CO2, SO2, NO, H2O), son enviados a una membrana de secado

para remover toda la humedad y posteriormente son cuantificados mediante un

módulo de detección. El SO es expuesto a radiación ultravioleta de longitud de

onda específica. El exceso de energía se libera en forma de luz y es detectado

mediante un tubo fotomultiplicador. La emisión de fluorescencia es completamente

específica para el azufre y es proporcional a la cantidad de azufre de la muestra.

25

3.2.3 Cuantificación y separación de fracciones por HPLC

La separación y el contenido en porcentaje de hidrocarburos saturados

(HS), hidrocarburos aromáticos (HA) y de productos polares o resinas y asfaltenos

(R+A) de las muestras recolectadas; se determinó por la técnica analítica

cromatografía líquida de alta presión (HPLC). La cual se realiza en un

cromatógrafo de líquidos Waters 600 con un detector de índice de refracción

W410, detector de arreglo de iodos W996, utilizando una columna preparativa

µbondapak NH2, 125 A, 10µm, rellena con materiales especiales de partícula muy

pequeña (Amino es la fase estacionaria), por lo que se requiere de un sistema de

bombeo que haga fluir la fase móvil (hexano y diclorometano) a un flujo razonable.

Para efectuar las separaciones de los compuestos, la muestra se introduce

en la válvula inyector mediante una jeringa, desplaza él líquido y llena el espacio

interno de una pequeña porción de tubo capilar. La muestra se inyecta en la

columna accionando la válvula de forma tal que la posición de entrada y salida se

invierte. De esta forma es posible inyectar a cualquier presión un intervalo muy

amplio de tamaños de muestra con un alto grado de reproducibilidad.

En la columna del sistema se efectúa la separación de los compuestos de

la mezcla de interés. El detector se encuentra ubicado a la salida de la columna y

proporciona de manera continua información acerca de la composición del flujo

que fluye. Generalmente origina una señal eléctrica continua, que amplificada y

registrada da como resultado el denominado cromatograma, del que se extrae

información cualitativa y cuantitativa de la muestra problema.

Otro tipo de técnica es cromatografía de capa delgada y detección por

ionización de flama, llamada Iatroscan (TLC-FID), provee un método rápido y

relativamente preciso utilizado para separar y cuantificar las diferentes fracciones

de las que constituyen los extractos de roca, así como los aceites crudos.

26

La técnica se fundamenta en la aplicación de un pequeño volumen de

muestra a una varilla cromatográfica, la cual va pasando por una serie de

disolventes (n-hexano, tolueno, diclorometano/metanol) utilizados para separar las

diferentes clases de compuestos.

Después, cada fracción separada es detectada y cuantificada cuando pasa

a través del detector de ionización de flama. Como resultado se obtiene un

cromatograma con 4 picos correspondientes a los hidrocarburos saturados,

aromáticos, resinas y asfaltenos.

Otra técnica que se emplea para efectuar la separación de fracciones, es la

cromatografía de capa delgada sobre placas de vidrio (cromato-placa). Las placas

de vidrio de 20 x 20cm, están cubiertas con sílica gel (60 F-254 marca Merck), con

espesor de 0.25mm, aunque ese tipo de placa también puede prepararse en el

laboratorio analítico.

Como pretratamiento y activación, la placa se coloca en una cuba de vidrio

la cual contiene diclorometano con el objeto de eliminar posibles impurezas

presentes en la misma. Se seca la placa a temperatura ambiente

aproximadamente una hora. Se elimina 1cm de sílice en la parte superior de la

placa para evitar que la fracción de HS sobrepase la placa. Se tiene que colocar la

placa en el horno a 100-120°C por una noche. Retirar la placa y dejar enfriar unos

minutos justo antes de aplicar la muestra.

Pesar de 60 a 70 ml del aceite ya desasfaltado en un vaso previamente

pesado, se disuelve con un poco de diclorometano el aceite para aplicarlo por

medio de un tubo capilar de manera uniforme, a una distancia de 2cm de la base

de la placa. Una vez terminada la aplicación de la muestra, se seca la placa con

nitrógeno gaseoso para eliminar los restos del solvente (diclorometano).

Posteriormente se introduce en una cuba de vidrio que contiene hexano, este es el

solvente que arrastra a los compuestos a través de la placa. El nivel del solvente

27

debe quedar por abajo del nivel en donde se encuentra la muestra aplicada. El

solvente al ir siendo adsorbido por la fase estacionaria acarreará y separará las

diferentes fracciones.

Una vez que se ha sacado la placa de la cuba se deja secar a temperatura

ambiente, por unos segundos, en una campana de extracción. Posteriormente se

identifican las diferentes fracciones (HS, HA y PP + asfaltenos), se hace una

separación marcando las zonas de la placa con una espátula. Se raspan cada una

de las fracciones de modo individual y van colocándose en su respectivo vaso de

precipitados con solvente (diclorometano) para separar la sílice de la fracción. De

preferencia hay que dejar reposar la mezcla toda la noche. Se filtran las fracciones

y se evapora el solvente con un rotavapor. La mezcla se pipeta a un vial

previamente pesado y etiquetado. El exceso de solvente dentro del vial se reduce

a un volumen mínimo usando corriente de nitrógeno. Este procedimiento puede

aplicarse tanto a la fracción saturada como a la aromática, para análisis de

cromatografía de gas, cromatografía de gas/espectrometría de masas, e isótopos

estables.

3.2.4 Cromatografía de Gases

Los hidrocarburos saturados (HS) se analizaron en un cromatógrafo de gas

Hewlett-Packard 5890 serie II equipado con una columna capilar de sílice fundido

de 30 m de longitud y un diámetro interno de 0.25mm, cubierto por una película de

fenil (5%) y dimetilpolisiloxano (95%), de 0.25 µm de grosor, y usando detector de

ionización de flama (FID).

Se usó helio como gas acarreador. La introducción de muestras fue

efectuada por un sistema de inyección programada a temperatura, en una relación

1:100. El gradiente de temperatura inicial fue de 100°C, 0 minutos, rampa de

28

4°C/min hasta alcanzar los 300°C, manteniéndose por 35 minutos, haciendo un

total de 60 minutos por análisis.

3.2.5 Análisis de Biomarcadores en m/z 191 y 217

Los biomarcadores m/z 191 y m/z 217 se encuentran en la fracción

saturada del aceite crudo. Esta fracción se analizó en un sistema acoplado de

cromatografía de gas/espectrometría de masas usando un cromatógrafo de gas

Hewlett-Packard 5890, con una columna capilar HP5-MS de 30m x 0.250mm. El

gas helio es usado como gas de arrastre, a una velocidad de flujo de 1ml/min.,

presión de la columna de 25 kPa. Conforme los compuestos surgen de la columna

del cromatógrafo de gases, son fragmentados e ionizados por medio de colisiones

con electrones y los iones son introducidos al espectómetro de masas para ser

analizados. Cada grupo de compuestos tiende a producir iones fragmentados con

promedios característicos de relación masa/carga (m/z). Se seleccionan los iones

m/z 191 y 217 correspondientes a los hopanos y esteranos mediante el monitoreo

selectivo de los iones (SIM).

Las condiciones de temperatura fueron: temperatura inicial de 55°C

manteniéndose por 2 minutos, una rampa de 30°C/min hasta llegar a una

temperatura de 190°C, 0 minutos; una segunda rampa de 1.5°C/min hasta lograr

una temperatura de 265°C, 0 minutos y una tercera, de 2°C/min hasta llegar a

300°C, los cuales se mantuvieron por 20 minutos, para un tiempo total del análisis

de 94 minutos.

3.2.6 Análisis de Isótopos Estables de Carbono

Los análisis de isótopos estables se llevaron a cabo en la fracción total de

los aceites en un espectrómetro de masas Finigan-Mat.

29

Inicialmente se requiere separar el CO2 de la muestra. En una mufla, con

una temperatura a 850°C se activa el óxido de cobre ya tamizado. Los tubos de

vidrio pyrex cortados de 23 cm. de longitud se dejan en combustión a 550°C,

aproximadamente durante 4 horas. Se agrega el óxido de cobre en el tubo de

vidrio a una altura de 4 cm. y se toman de 10 a 15 microlitos de muestra con un

capilar y pinzas (el capilar no se debe tocar con la mano, para evitar

contaminación); el cual se deja caer directamente en el óxido de cobre. El tubo de

vidrio se sella bajo vacío, utilizando una bomba de difusión.

Se realiza la combustión de la muestra a 550°C aprox. 3 horas. El carbono

se transforma en CO2. Se retiran los tubos de la mufla, dejándose enfriar a

temperatura ambiente. En un tubo pyrex colector se recupera el dióxido de

carbono en un sistema al vacío, hacia un matraz con rama, que se utiliza para la

introducción de la muestra de CO2 del aceite en el espectrómetro de masas al

puerto B1, para su análisis. Los resultados de isótopos de carbono se obtienen del

sistema computacional del equipo.

30

4. BASE DE DATOS

A partir de los análisis de laboratorio descritos en el capítulo 3, además de

información pre-existente, se elaboró una base de datos. Una base de datos

resulta imprescindible para llevar a cabo cualquier proyecto de interpretación, ya

que constituye el enlace de los datos previos y de los nuevos resultados analíticos,

con la caracterización química y el modelado geológico-geoquímico (Figura 4.1).

La base de datos fue construida en formato Excel y el archivo electrónico

guardado en CD. Dicha base de datos incluye principalmente: (a) localización de

pozos de la Cuenca de Chicontepec; (b) columnas estratigráficas en metros bajo

mesa rotaria; (c) columnas estratigráficas en metros bajo el nivel del mar; (d)

profundidad de los intervalos productores, respecto a mesa rotaria y a nivel del

mar; (e) localización estratigráfica de los intervalos productores; (f) presiones

iniciales de yacimiento; (g) datos pre-existentes de análisis geoquímico orgánico

de rocas; y (h) resultados analíticos de los aceites crudos muestreados.

Los resultados analíticos de los crudos muestreados incluyen propiedades

de masa y propiedades moleculares:

♦ Propiedades de masa

♦ Gravedad API

♦ Contenido de azufre en aceite total

♦ Composición general

♦ Composición de isótopos estables de carbono (en aceite total)

♦ Propiedades moleculares

♦ Cromatografía de gas de aceite total y parámetros respectivos

♦ Biomarcadores saturados m/z 191 y parámetros respectivos.

♦ Biomarcadores saturados m/z 217 y parámetros respectivos.

31

Con base en dichas propiedades de masa y moleculares, a continuación se

hace una caracterización química también llamada “interpretación de datos

analíticos crudos”, de los aceites hechos en el muestreo.

Muestreo

Modelado

Geológico-geoquímico

Caracterización

Química

Base de Datos

Análisis de Laboratorio

Datos de: Geología

Geofísica

Ingeniería

Geoquímica

Figura 4.1 Secuencia de trabajo para la caracterización química y el modelado geológico-

geoquímico de aceites crudos y/o rocas generadoras. Los resultados del modelado geológico-geoquímico pasan a formar parte de la información de geociencias e ingeniería, basándose en la cual es posible tomar decisiones de exploración y producción, desde la

escala de campo a la de cuenca sedimentaria.

32

5. CARACTERIZACIÓN QUÍMICA

En este capítulo se describen los parámetros generales y propiedades

moleculares de los aceites muestreados. Como ya se mencionó anteriormente se

colectaron 75 muestras de aceite crudo en la Cuenca de Chicontepec. La

localización de los pozos se ilustra en el mapa de la figura 5.1. La caracterización

química de las muestras servirá de base para realizar el modelado geoquímico

orgánico del área de estudio, en el capítulo 6.

5.1 Propiedades de Masa

Estas propiedades incluyen gravedad API, contenido de azufre del aceite

total, composición general (porcentajes de hidrocarburos saturados, hidrocarburos

aromáticos y resinas + asfaltenos), y composición de isótopos estables de carbono

en el aceite total. La ventaja de conocer estas propiedades, se fundamenta en que

proporcionan una visión más amplia de las características orgánicas de los

aceites.

Las propiedades físicas de los aceites, como la densidad o su equivalente,

la gravedad API, están influenciadas tanto por las facies orgánicas, madurez de

las rocas generadoras, así como, también por la alteración del petróleo durante su

migración, preservación en los yacimientos, y posterior destrucción. El estudiar y

analizar a los aceites crudos en una cuenca sedimentaria, nos permite conocer su

origen y correlación dado la gran cantidad de compuestos que los constituyen.

Un aceite crudo está constituido principalmente por los siguientes grupos de

compuestos orgánicos: hidrocarburos saturados, los hidrocarburos aromáticos, las

resinas y asfaltenos. Estos parámetros no son independientes, ya que todos los

crudos contienen los cuatro grupos de componentes.

33

21º00’

CCHI-35

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

98º 00’

CCHI-57

CCHI-37CCHI-47

CCHI-3

CCHI-68

CCHI-67CCHI-70

CCHI-62

CCHI-29

CCHI-51CCHI-30

CCHI-5

CCHI-38

CCHI-40CCHI-41

CCHI-61

CCHI-60

CCHI-45CCHI-59

CCHI-32

CCHI-24

CCHI-20

CCHI-46

CCHI-74 CCHI-11CCHI-13

CCHI-18

CCHI-6CCHI-39

CCHI-12CCHI-52

CCHI-19CCHI-2

CCHI-8

CCHI-10 CCHI-54

CCHI-9CCHI-14

CCHI-33

CCHI-43

CCHI-63 CCHI-26

CCHI-71CCHI-53

CCHI-44

CCHI-75CCHI-4


CCHI-25

CCHI-15


CCHI-64CCHI-17

CCHI-66CCHI-72

CCHI-28

CCHI-23CCHI-22

CCHI-36 CCHI-58

CCHI-31CCHI-55

CCHI-73

CCHI-27

CCHI-49CCHI-21

CCHI-56

CCHI-48

GOLFO DE

MÉXICO

21º00’

CCHI-35

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

98º 00’

CCHI-57

CCHI-37CCHI-47

CCHI-3

CCHI-68

CCHI-67CCHI-70

CCHI-62

CCHI-29

CCHI-51CCHI-30

CCHI-5

CCHI-38

CCHI-40CCHI-41

CCHI-61

CCHI-60

CCHI-45CCHI-59

CCHI-32

CCHI-24

CCHI-20

CCHI-46


CCHI-18

CCHI-6CCHI-39

CCHI-12CCHI-52

CCHI-19CCHI-2

CCHI-8

CCHI-10 CCHI-54

CCHI-9CCHI-14

CCHI-33

CCHI-43

CCHI-63 CCHI-26

CCHI-71CCHI-53

CCHI-44

CCHI-75CCHI-4


CCHI-25

CCHI-15


CCHI-64CCHI-17

CCHI-66CCHI-72

CCHI-28

CCHI-23CCHI-22

CCHI-36 CCHI-58

CCHI-31CCHI-55

CCHI-73

CCHI-27

CCHI-49CCHI-21

CCHI-56

CCHI-48

GOLFO DE

MÉXICO

Figura 5.1 Localización de los pozos muestreados en la Cuenca de Chicontepec.

34

Los hidrocarburos saturados (hs), normalmente constituyen el principal

grupo, excepto en los aceites pesados y/o degradados. Representan a los

compuestos orgánicos no aromáticos de los aceites, incluyendo alcanos normales,

ramificados y ciclo-alcanos (Peters y Moldowan, 1993).

Los hidrocarburos aromáticos (ha), son compuestos orgánicos con uno ó

más anillos insaturados tales como hidrocarburos monoaromáticos (CnH2n-6). Las

resinas y asfaltenos son moléculas policíclicas de peso molecular alto, que

contienen átomos de nitrógeno, azufre y oxígeno (Peters y Moldowan, 1993).

Usualmente los crudos más ligeros contienen menos azufre y metales

(particularmente vanadio y níquel), más hidrocarburos saturados y menos resinas

+ asfaltenos por lo que son de mayor calidad y precio. La figura 5.2 muestra

algunas relaciones composicionales de los aceites estudiados. Por lo tanto, en el

área de estudio existen algunos crudos de alto valor económico, posiblemente

equivalentes al crudo Olmeca producido en el Área Chiapas-Tabasco. El crudo

Olmeca, definido por Pemex en 1987 a partir de un trabajo realizado por Bello et

al. (1986), contiene valores casi cero de vanadio y níquel. En el caso de los

aceites de Chicontepec no se determinaron dichos metales, pero es previsible que

los crudos más ligeros de esta área tengan muy bajos porcentajes de los metales

citados y, por lo tanto, un alto valor económico.

35

42.595

26.565

2.545

1.015

49.25

29.75

33.25

23.75

46

24

42.59526.565

-26.9775

-28.0325

2.5451.015

49.2529.75

33.2523 .75 4624

-26. 9775

-28 .0325

api

s

hs

ha

r+ a

d13C

42.595

26.565

2.545

1.015

49.25

29.75

33.25

23.75

46

24

42.59526.565

-26.9775

-28.0325

2.5451.015

49.2529.75

33.2523 .75 4624

-26. 9775

-28 .0325

api

s

hs

ha

r+ a

d13C

r+ a

d13C

Figura 5.2 Matriz de gráficas de propiedades de masa de los aceites estudiados. Se observan correlaciones (método de Pearson) de –0.90 para los hidrocarburos saturados (Hs) vs. Resinas + asfaltenos (r + a), -0.86 para gravedad API (api) vs. Azufre (S), 0.74 para API vs. Hidrocarburos saturados, -0.71 para azufre vs. Hidrocarburos saturados, -0.71 para API vs. Resinas + asfaltenos, y 0.65 para azufre vs. Resinas + asfaltenos. En ningún caso se observan correlaciones para los hidrocarburos aromáticos (Ha) ni para los isótopos estables de carbono (d 13C = δ13C ‰).

5.1.1 Gravedad API

En muchas cuencas sedimentarias la gravedad API se incrementa con la

profundidad de los yacimientos y la madurez de los aceites (Bello Montoya et al.,

1986; Hunt, 1995). La gravedad API varía inversamente con el contenido de

azufre, de modo que los aceites con gravedades API altas son bajos en su

contenido de azufre, y los aceites con gravedades API bajas son altos en

contenido de azufre (Waples, D. W. 1985). Los aceites comúnmente ligeros son

los de mayor contenido de parafinas y los aceites pesados con base en asfaltenos.

36

Los aceites muestreados en la cuenca de Chicontepec presentan

gravedades API que van desde los 12.6° a los 50.6°, Tabla 5.1, el promedio de

estos valores es de 31° API, (ver archivo electrónico en CD de datos). De acuerdo

con las clasificaciones de la figura 5.3, en el área de estudio predominan los

crudos medios (también llamados “normales”) y ligeros, con presencia de algunos

pesados, muy ligeros y condensados; estos rangos de gravedad API no son

universales, sin embargo para el caso en particular son válidos.

Localización API Localización API Localización API

CCHI-1 30.6 CCHI-26 32.9 CCHI-51 28.4 CCHI-2 36.0 CCHI-27 33.0 CCHI-52 48.5 CCHI-3 nd. CCHI-28 22.1 CCHI-53 22.0 CCHI-4 20.3 CCHI-29 27.8 CCHI-54 28.0 CCHI-5 25.9 CCHI-30 38.2 CCHI-55 17.1 CCHI-6 50.6 CCHI-31 29.8 CCHI-56 nd. CCHI-7 24.2 CCHI-32 32.8 CCHI-57 30.6 CCHI-8 32.3 CCHI-33 35.0 CCHI-58 23.1 CCHI-9 47.8 CCHI-34 19.7 CCHI-59 31.9 CCHI-10 41.5 CCHI-35 26.1 CCHI-60 34.0 CCHI-11 30.4 CCHI-36 30.4 CCHI-61 35.2 CCHI-12 44.9 CCHI-37 31.3 CCHI-62 32.7 CCHI-13 34.4 CCHI-38 30.8 CCHI-63 25.7 CCHI-14 40.0 CCHI-39 48.3 CCHI-64 nd. CCHI-15 19.2 CCHI-40 27.5 CCHI-65 24.3 CCHI-16 20.8 CCHI-41 29.1 CCHI-66 25.9 CCHI-17 nd. CCHI-42 25.0 CCHI-67 12.6 CCHI-18 43.2 CCHI-43 35.6 CCHI-68 14.8 CCHI-19 32.5 CCHI-44 22.1 CCHI-69 41.1 CCHI-20 39.8 CCHI-45 40.9 CCHI-70 29.5 CCHI-21 21.6 CCHI-46 40.9 CCHI-71 27.1 CCHI-22 31.3 CCHI-47 40.9 CCHI-72 38.0 CCHI-23 20.7 CCHI-48 22.0 CCHI-73 24.0 CCHI-24 35.4 CCHI-49 nd. CCHI-74 45.8 CCHI-25 27.3 CCHI-50 nd. CCHI-75 18.6

nd. = no determinado

Tabla 5.1. Valores de gravedad API de los aceites de la Cuenca de Chicontepec.

37

Figura 5.3 Clasificaciones de aceites crudos por su densidad y gravedad API. Los límites de las clasificaciones coinciden de manera aproximada para los crudos medio, pesado y extra-pesado.

Para tener una visión más amplia de la distribución de los tipos de aceites

predominantes en el área de estudio se elaboró la gráfica de la Figura 5.4, en

función de la distribución de frecuencia de la gravedad API de los aceites de la

Cuenca de Chicontepec, mostrando mayor presencia de crudos medios y ligeros

para el área; y mayor abundancia de crudos muy ligeros y condensados en

comparación con los crudos pesados.

38

��

5045403530252015

15

10

5

0

��

��

Pesado Medio Ligero Muy Ligero Con de nsado

Gravedad API

Frec

uenc

ia

��

5045403530252015

15

10

5

0

��

��

Pesado Medio Ligero Muy Ligero Con de nsado

Gravedad API

Frec

uenc

ia

Figura 5.4 Distribución de frecuencia de la gravedad API de los aceites del área de estudio. Predominan los crudos medios y ligeros. El único tipo de crudo ausente de la población muestreada es el extra-pesado. El extremo de los crudos muy ligeros y condensados es más abundante que el de los pesados. Basado en 69 muestras. Media = 30.9 °API (crudo ligero tendiendo a medio); valor mínimo = 12.6 (crudo pesado); valor máximo = 50.6 (condensado); desviación estándar = 8.66. 5.1.2 Contenido de azufre

El contenido de azufre en los petróleos crudos y en los bitúmenes naturales

varía aproximadamente de 0.05 % a 14.00 %, aunque generalmente los petróleos

considerados como comerciales no exceden el 4 % (Tissot y Welte, 1984). Los

aceites con más de 0.5 % se consideran como ricos en azufre (Waples, 1985). La

mayoría del azufre presente en los aceites y extractos es de origen orgánico. Los

aceites del área de estudio, tienen un porcentaje de azufre con valor promedio de

1.92 %, variando en un rango de 0.19 % a 5.18 %, con una desviación estándar de

1.05, asumiendo como base 72 datos. Tomando en cuenta que un crudo se

considera azufrado con más de 0.5 % de azufre, las muestras analizadas incluyen

tanto crudos azufrados como otros no azufrados, predominando los primeros. La

39

Figura 5.5 muestra para la mayoría de los aceites analizados un incremento de

azufre al disminuir la gravedad API, lo que es usual en muchas áreas petroleras.

Aún cuando predominan los crudos medios (o “normales”) y ligeros, el contenido

de azufre para gran parte de las muestras está por arriba de 0.5 %.

10 20 30 40 50

0

1

2

3

4

0.5

Gravedad API

Azuf

re (%

)

10 20 30 40 50

0

1

2

3

4

0.5

Gravedad API

Azuf

re (%

)

Figura 5.5 Relación azufre vs. Gravedad API en la Cuenca de Chicontepec. La mayoría de las muestras analizadas presentan la tendencia esperada de incremento de azufre al disminuir la gravedad API. Con pocas excepciones los aceites contienen más de 0.5 % de azufre, y por lo tanto en general son azufrados. Los aceites crudos pueden ser ricos en azufre debido a causas variadas como son: bajo grado de madurez, generación a partir de kerógeno tipo IIS, o almacenamiento cercano a cuerpos salinos.

5.1.3 Composición General

La parte líquida del petróleo la constituye los aceites crudos hasta que el

refinamiento artificial modifique su composición original (North, F. K., 1985).

40

De acuerdo a la composición general de los aceites crudos (hidrocarburos

saturados, hidrocarburos aromáticos y resinas + asfaltenos), en el área de estudio

los aceites crudos varían en un rango composicional amplio (Figura 5.6). Este

rango composicional es consistente con la distribución de gravedad API mostrada

en la Figura 5.4. En la Figura 5.6 se observa que más de la mitad de los aceites se

encuentra dentro del campo de aceites normales (< 40 % de compuestos NSO), y

en menor porcentaje se tiene a un grupo de aceites pesados ó biodegradados.

% H Arom

100

80 20

40 60

60

Aceites pesados ó biodegradados

40

Aceites normales

20 80

100 100 80 60 40 20

0 % Res +Asf % H Sat

Figura 5.6 Composición general de los crudos muestreados. Las líneas curvas dentro del triángulo y la línea ondulada asociada son límites definidos por Tissot y Welte (1984). Dichas líneas se incluyen exclusivamente como referencia, ya que los límites e incluso el significado de los mismos pueden variar de una área a otra (Eduardo Rosales, 2004, comunicación personal). H Sat = Hidrocarburos Saturados; H Arom = Hidrocarburos Aromáticos; Res + Asf = Resinas más Asfaltenos.

41

El porcentaje de hidrocarburos saturados en relación con la gravedad API

también nos puede proporcionar tendencias de madurez para el área estudiada;

como podemos observar en la Figura 5.7, entre mayor es el contenido de

saturados, disminuyen los aromáticos y las resinas más asfaltenos; de aquí que

los aceites se conviertan en crudos más ligeros.

10

30

50

70

10 20 30 40 50 60

ºAPI

% d

e H

S

10

30

50

70

10 20 30 40 50 60

ºAPI

% d

e H

S

Figura 5.7 Gravedad API vs. % de Hidrocarburos Saturados. La gráfica sugiere un incremento del contenido de hidrocarburos saturados en los aceites conforme se incrementa la gravedad API. 5.1.4 Isótopos Estables de Carbono

Los valores isotópicos δ13C en aceite total de 75 muestras varían de

–26.45 ‰ a –28.56 ‰, con promedio de –27.57 ‰. En general, los aceites crudos

varían en el rango aproximado de –20 ‰ a –35 ‰ (Peters y Moldowan, 1993), por

lo cual los aceites de Chicontepece se hallan dentro del rango isotópico general. El

contenido de isótopos estables de carbono en aceite total tiene relación con el

42

grado de madurez de los aceites crudos, relación que algunas veces se aprecia en

graficas como la Figura 5.8.

5040302010

-26.5

-27.5

-28.5

Gravedad API

Del

ta 1

3C

5040302010

-26.5

-27.5

-28.5

Gravedad API

Del

ta 1

3C

Figura 5.8 Se aprecia una ligera tendencia de incremento de la gravedad API hacia los aceites isotópica mente más ligeros, aunque estadísticamente la correlación Pearson es de solo 51 %.

5.2 Propiedades Moleculares

Las propiedades moleculares de los aceites crudos usualmente son

determinadas por los métodos rutinarios de cromatografía de gas y cromatografía

de gas-espectrometría de masas (esta última también llamada “biomarcadores”

del petróleo), citados en el capítulo 4. La cromatografía de gas de un aceite

permite distinguir las características de las muestras principalmente a nivel de

grupos de compuestos, mientras que usando cromatografía de gas-espectrometría

43

de masas pueden visualizarse características de numerosos compuestos

individuales. A continuación se describen los resultados de cromatografía de gas

en aceite total, y biomarcadores saturados.

5.2.1 Parámetros de cromatografía de gases

La cromatografía de gases se realizó en la fracción de hidrocarburos

saturados. En los cromatogramas resultantes se identificaron los picos

correspondientes al pristano y fitano, donde a partir de estos se utilizan sus

respectivas alturas para realizar él cálculo de la relación pristano/fitano,

contribuyendo en la determinación del probable ambiente de depósito de la roca

generadora de la cual proviene él aceite muestreado.

Las características moleculares de la relación pristano/fitano para la mayor

parte de los aceites es menor de uno (<1), y solo un grupo de 14 muestras el valor

es mayor de uno (>1). Esto indica un ambiente de depósito anóxico-subóxico; la

relación menor de uno es frecuente para valores de madurez altos (Radke et al.,

1982). La relación Pr/nC17 muestra valores menores de uno, que indican mayor

influencia de aporte terrestre en la materia orgánica (Connan y Cassou, 1980).

Se tomaron tres perfiles cromatográficos representativos del área de

estudio, (Figuras 5.9, 5.10 y 5.11), se identificaron los picos correspondientes al

pristano y fitano para realizar el cálculo de la relación pristano/fitano (Pr/Fi).

44

Aceite CCHI-6

Pr/Fi > 1

50.61° API

Pristano

Fitano

C17

C18

Envolvente

Aceite CCHI-6

Pr/Fi > 1

50.61° API

Pristano

Fitano

C17

C18

Envolvente

Figura 5.9 Cromatograma de gases representativo de un aceite de la Cuenca de Chicontepec de ambiente anóxico.

Aceite CCHI-22

Pr/Fi =1

31.33 º API

Pristano

Fitano

C17

C18

Envolvente

Aceite CCHI-22

Pr/Fi =1

31.33 º API

Pristano

Fitano

C17

C18

Envolvente

Figura 5.10 Cromatograma de gases particular de un aceite de ambiente subóxico característico del área de estudio.

45

Pristano

Fitano

C17

C18

Aceite CCHI-23

Pr/Fi < 1

20.65º API

Envolvente

Pristano

Fitano

C17

C18

Aceite CCHI-23

Pr/Fi < 1

20.65º API

Envolvente

Figura 5.11 Cromatograma de gases representativo de un grupo de aceites de la Cuenca de Chicontepec.

Considerando los criterios de Cooper, 1990, (ver Figura 5.12) para la

envolvente que se define con la disposición que guardan los diferentes picos de

los perfiles cromatográficos. Se observa para un crudo característico de la Cuenca

de Chicontepec, la forma cóncava continua y una pendiente descendente de

acuerdo al tipo de un aceite crudo normal de origen marino lo cual representa el

perfil de la Figura 5.9.

Para los otros dos crudos representativos del área de estudio se observa en

los perfiles cromatográficos, una pequeña joroba que podría sugerir la ausencia de

los componentes ligeros (Figuras 5.10 y 5.11), expuestos en los cromatogramas

tipo de estos aceites.

46

Figura 5.12 Diferentes tipos de envolvente para cromatogramas de gases, Cooper, 1990.

Los valores del Índice de Preferencia del Carbono (IPC) por encima de 1.2,

indica que el aceite o extracto es térmicamente inmaduro, si embargo valores

menores a 1.0, no necesariamente indica que el aceite o extracto es maduro.

A partir de 71 aceites de Chicontepec los valores de IPC varían de 0.92 a

1.13. La mayoría de los aceites de la cuenca se pueden clasificar como aceites

crudos normales con este parámetro, según North, F. K., 1985, a excepción de 2

muestras con valores mayores a 1.2, los cuales se encuentran dentro del rango de

los aceites crudos inmaduros. Esta clasificación de los aceites por el parámetro

IPC, implica una estimación de madurez térmica de los crudos.

47

Se considera que este parámetro por si solo no es un indicador de madurez

térmica, debido a que los parámetros más confiables pueden fallar bajo ciertas

condiciones. Por lo tanto, es necesario tener la mayor cantidad de datos posibles.

5.2.2 Parámetros de biomarcadores

De los 75 aceites estudiados para Chicontepec, se obtuvieron los

cromatogramas de masas de la fracción saturada (iones m/z 191 y m/z 217); en

esta fracción, se utilizan extensamente relaciones provenientes de las familias de

los esteranos y de los terpanos (hopanos). Se seleccionaron dos aceites

representativos del área de estudio (figuras 5.13 y 5.14), donde se identifican los

picos de biomarcadores que se utilizaron en este trabajo (ver Tabla 5.2).

Los esteranos y hopanos de los crudos analizados nos permiten reconocer

ligeras diferencias en sus características moleculares; adicionalmente, comparten

características semejantes como son: el predominio del esterano C29 sobre los

esteranos C27 y C28, así como la presencia de los esteranos C30. Estas

características se consideran provienen de secuencias marinas carbonatadas

(Moldowan et al., 1985). Abundantes homohopanos del C31 al C35. La relación de

C35/C34 con valores de 0.91 a 1.33, es un indicador de condiciones altamente

reductoras en un ambiente carbonatado (Ten Haven et al., 1988; y Jones and

Philp, 1990).

Se tiene la presencia de 17α (H)-29,30 bisnorhopano, característico de ambientes anóxicos carbonatados (Connan, et al., 1986; Mello et al., 1988; Beltrand, et al., 1996). La baja abundancia relativa de diasteranos en los aceites analizados para este estudio es consistente con un ambiente carbonatado. La ocurrencia de altos niveles del hopano C30 y norhopano C29 en las muestras se han relacionado a ambientes carbonatados. (Price et al., 1987; Guzmán et al., 1994).

48

21

25

29

3133

3435

1316

4

687

5

17 23 27

Diasteranos

Pregnanos

49

50

51

52

C27C28

20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00

Terpanos m/z 191

20.00 30.00 40.00 50.00 60.00

Esteranos m/z 217

2 3

4

56

78

13 16

15

12

11

17

18

19

2021

22O

23

2527

28

29

30

31

24

2632

33

34

Pregnanos

Aceite CCHI-23

21

25

29

3133

3435

1316

4

687

5

17 23 27

Diasteranos

Pregnanos

49

50

51

52

C27C28

20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00

Terpanos m/z 191

20.00 30.00 40.00 50.00 60.00

Esteranos m/z 217

2 3

4

56

78

13 16

15

12

11

17

18

19

2021

22O

23

2527

28

29

30

31

24

2632

33

34

Pregnanos

Aceite CCHI-23

Figura 5.13 Cromatograma de masas representativo de ambiente marino carbonatado en la Cuenca de Chicontepec.

49

20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00

Terpanos m/z 191

20.00 30.00 40.00 50.00 60.00

Esteranos m/z 217

15

17

18

19

2021

2211

12

4

68

75

1316

Pregnanos

30

32

33

34

26

32

25

24

2328

27

29

31

Aceite CCHI-20

20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00

Terpanos m/z 191

20.00 30.00 40.00 50.00 60.00

Esteranos m/z 217

15

17

18

19

2021

2211

12

4

68

75

1316

Pregnanos

30

32

33

34

26

32

25

24

2328

27

29

31

Aceite CCHI-20

Figura 5.14 Cromatograma de masas representativo de ambiente marino carbonatado con poca influencia de arcilla en la cuenca.

50

Tabla 5.2 Lista de Identificación para los picos en Biomarcadores. Triterpanos (m/z 191)

1 C19 terpano tricíclico 2 C20 terpano tricíclico 3 C21 terpano tricíclico 4 C23terpano tricíclico 5 C24 terpano tricíclico 6 C25 terpano tricíclico 7 C24 (Des-E) terpano tetracíclico 8 C26 terpano tricíclico 9 C28 terpano tricíclico

10 C29 terpano tricíclico 11 C27 18α (H)-22,29,30-trisnorneohopano (C27-Ts) 12 C27 17α (H)-22,29,30-trisnorhopano (Tm) 13 C28 17α (H)-21β (H)-29,30-bisnorhopano 14 C*30 17α (H)-diahopano 15 C29 17α (H)-21β (H)-norhopano 16 C29 18α (H)-30-norneohopano (C29 Ts)

O Oleanano 17 C30 17α (H)-21β (H)-hopano 18 C31 17α (H)-21β (H)-homohopano (22S + 22R) 19 C32 17α (H)-21β (H)-bishomohopano (22S + 22R) 20 C33 17α (H)-21β (H)-trishomohopano (22S + 22R) 21 C34 17α (H)-21β (H)-tetrakishomohopano (22S + 22R) 22 C35 17α (H)-21β (H)-pentakishomohopano (22S + 22R)

Esteranos (m/z 217) 23 C27 13β (H), 17α (H)-diacolestano, 20S (C27-diasterano) 24 C27 13β (H), 17α (H)-diacolestano, 20R (C27-diasterano 25 C27 5α (H), 14α (H), 17α (H), 20S (C27-colestano) 26 C27 5α (H), 14β (H), 17β (H), 20R + 20S (C27-colestano) 27 C27 5α (H), 14α (H), 17α (H), 20R (C27-colestano) 28 C28 5α (H), 14α (H), 17α (H), 20S (C28-metilcolestano) 29 C28 5α (H), 14β (H), 17β (H), 20R + 20S (C28-metilcolestano) 30 C28 5α (H), 14α (H), 17α (H), 20R (C28-metilcolestano) 31 C295α (H), 14α (H), 17α (H), 20S (C29-etilcolestano) 32 C29 5α (H), 14β (H), 17β (H), 20R + 20S (C29-etilcolestano) 33 C28 5α (H), 14α (H), 17α (H), 20R (C29-etilcolestano) 34 C30 - Esteranos

51

La relación de hopanos (C29/C30) sugiere probablemente la presencia de

dos grupos de aceites: ambientes marinos carbonatados (C29/C30 >1.0) (Guzmán,

et al., 1995) para la mayoría de los crudos y ambientes marinos carbonatados con

poca o nula influencia de arcillas (C29/C30 <1.0) (Peters y Moldowan, 1993) para un

grupo de aproximadamente 13 aceites. El uso de otros parámetros es

indispensable para definir grupos de aceites de una manera más definitiva.

La figura 5.15 muestra algunas relaciones composicionales de los

parámetros de terpanos (hopanos) para estimar el coeficiente de correlación de

los aceites estudiados.

Para el caso de los aceites de Chicontepec se determinó solamente las

concentraciones de Oleanano, sin poder tener un control bioestratigráfico bien

definido de las muestras, con la finalidad para identificar la edad máxima de una

roca desconocida o inexplorable de la roca madre/generadora. La relación

Oleanano/C30 hopano nos da valores de 0.02 a 0.73.

La abundancia relativa de los hopanos puede ser usada como parámetro de

madurez (Miles, J. A., 1989), entre los utilizados para este estudio se encuentran:

• Ts/(Ts+Tm), donde Tm= C27 17α(H) trisnorhopano y Ts= C27 18α(H)

trisnorneohopano.

• C29 Ts-hopano / (C29-hopano + C29 Ts-hopano)

Estos parámetros presentan un incremento con el aumento de la madurez

térmica del aceite (Peters y Moldowan, 1993).

52

��

��

��

��

��

2 .125

1 .375

1.2775

1.0325

11.8175

9.7125

1 3.13

1 0.15

1.23

1.03

0.5075

0.3425

2.12 51.3 75

0.2275

0.1425

1.2 77 51 .0 32 5

1 1.81 759. 71 25

1 3.1 310.15

1.231 .03

0.50750.3425

0.22750 .1425

t1

t2

t6

t7

t8

t1 0

t11

��

��

��

��

2 .125

1 .375

1.2775

1.0325

11.8175

9.7125

1 3.13

1 0.15

1.23

1.03

0.5075

0.3425

2.12 51.3 75

0.2275

0.1425

1.2 77 51 .0 32 5

1 1.81 759. 71 25

1 3.1 310.15

1.231 .03

0.50750.3425

0.22750 .1425

t1

t2

t6

t7

t8

t1 0

t11

030.5075

0.34250.2275

0 .1425

t1

t2

t6

t7

t8

t1 0

t11

Figura 5.15 Matriz de gráficas de parámetros de terpanos. Se observa correlación en los parámetros t1 vs. t2, t6 vs. t7, t7 vs. t8 y t10 vs. t11. El resto de los parámetros disponibles no mostraron correlación.

Los esteranos contienen un gran número de isómeros con los cuales se

pueden formar las siguientes relaciones cuya abundancia se incrementa con la

madurez (Peters y Moldowan, 1993).

• C29 ααα 20S/( C29 ααα 20S + C29 ααα 20R)

• C29 αββ (20R+20S) / (C29 αββ (20R+20S) + C29 ααα (20R+20S))

Los aceites de la Cuenca de Chicontepec presentan un rango de madurez

amplio, donde los parámetros Ts/(Ts+Tm) con valor de 0.22 a 0.59; la relación de

C29Ts/(C29 + C29Ts) de 0.10 a 0.28; y para las relaciones de los esteranos C29

20S/(20S + 20R) de 0.29 a 0.46 ; para C29 [αββ/(αββ + ααα)] entre 0.46 a 0.66.

53

En la Figura 5.16 se observa como la relación (Ts/Ts + Tm) presenta una

tendencia definida al incrementarse la gravedad API de los aceites. Las relaciones

anómalas de madurez vs. Gravedad API que presentan los aceites más pesados,

podrían ser parte de alguna alteración y del lado de los aceites muy ligeros,

probablemente el resultado de una segregación gravitacional.

0.10

0.25

0.40

0.55

5 20 35

GRADOS API

Ts/T

s+Tm

Segregación

Alteración

Madurez

0.10

0.25

0.40

0.55

5 20 35

GRADOS API

Ts/T

s+Tm

0.10

0.25

0.40

0.55

5 20 35

GRADOS API

Ts/T

s+Tm

Segregación

Alteración

Madurez

505050 Figura 5.16 Relación de los hopanos con la diagénesis de los crudos en la Cuenca de Chicontepec.

La abundancia de C29Ts /(C29 + C29 Ts) se relaciona con la madurez (Peters y Moldowan, 1993). Para la relación Ts/(Ts+Tm) versus C29Ts /(C29 + C29 Ts) los aceites de Chicontepec desarrollan un incremento con la madurez térmica como se observa en la Figura 5.17. Los dos parámetros señalan un decremento a medida que son más inmaduros y por el contrario, se incrementan los valores con la madurez.

54

2929

2929

2929

0.05

0.15

0.25

0.20 0.30 0.40 0.50 0.60Ts/ (Ts + Tm)

CTs

/ (C

+ C

Ts)

Madurez Térmica

0.05

0.15

0.25

0.20 0.30 0.40 0.50 0.600.05

0.15

0.25

0.20 0.30 0.40 0.50 0.60Ts/ (Ts + Tm)

CTs

/ (C

+ C

Ts)

Madurez Térmica

Figura 5.17 La relación Ts(Ts + Tm) y C29 Ts/C29Ts + C29 indica incremento en la madurez térmica de los crudos menos maduros a los crudos con alta madurez.

En general, la madurez establecida por los parámetros moleculares

Ts(Ts + Tm) y C29 Ts/C29Ts + C29 en los aceites caracterizados para este

estudio permite indicar que han sido expulsados desde la fase inicial a la fase final dentro de la ventana del petróleo; es decir con una amplia evolución de madurez térmica para Chicontepec.

Los aceites estudiados presentan características moleculares

semejantes a las reportadas en aceites de las Cuencas del Sureste de México, provenientes de secuencias marinas carbonatadas asociadas con rocas generadoras del Tithoniano (Guzmán y Mello, 1999).

55

6. MODELADO GEOLÓGICO-GEOQUÍMICO

El modelado geológico-geoquímico consiste en la aplicación de la

geoquímica orgánica petrolera orientada a reconstruir los procesos y variaciones,

que dieron lugar a las características composicionales del bitumen, aceite crudo,

condensado y gas natural. Dicho modelado es representado con frecuencia en

forma de mapas y secciones. Puede ser hecho a escala de cuenca o subcuenca

(Geoquímica de Cuencas), de campo petrolero individual (Geoquímica de

Yacimientos), o incluso de pozo individual. Diferentes autores han reportado

trabajos en base al modelado geoquímico (también llamado modelado geológico-

geoquímico) para identificar y reconstruir procesos de sepultamiento, migración,

alteración, madurez térmica, etc. (e.g. Milner et al., 1977; Slentz, 1981; England y

Mackenzie, 1989; Karlsen y Larter, 1989; England, 1990; Kaufman et al., 1990;

Karlsen y Larter, 1991; Larter, 1992; Larter y Aplin, 1994; Larter et al., 1994;

Wilhelms y Larter, 1994a, 1994b; Cubitt y England, 1995; Halpern, 1995; Larter et

al., 1997; Peters et al., 2002; Hunt et al., 2002). En este capítulo se analiza y

evalúa la composición de 75 aceites crudos de Chicontepec desde el punto de

vista del modelado geoquímico. Únicamente se obtuvo la profundidad del intervalo

productor de 54 aceites del total; pero se cuenta con toda la gama analítica de las

75 muestras.

Dentro de la Cuenca Tampico-Misantla se diferencian tres provincias

productoras de aceite: la misma cuenca, la Faja de Oro y el Paleocanal de

Chicontepec. Para la mayor parte de la cuenca las mejores rocas potencialmente

generadoras corresponden a las calizas arcillosas y lutitas calcáreas del Jurásico

Superior y Cretácico Medio-Superior, así como de rocas siliciclásticas del Eoceno

(Chicontepec) y Oligoceno. Estudios indirectos indican que el tiempo de

generación es a partir del Eoceno y Oligoceno en las áreas más profundas,

mientras que en la mayor parte de la cuenca, la generación principal ocurre

durante el Mioceno (González y Holguin, 1992).

56

La gran mayoría de los crudos son producidos en rocas siliciclásticas del

Eoceno Inferior (Formación Chicontepec Canal), y en menor proporción de rocas

carbonatadas del Cretácico Medio (Formación Tamabra).

La producción en Chicontepec proviene, principalmente, de terrígenos

arenosos de edad terciaria. De acuerdo a los aceites analizados en la Cuenca de

Chicontepec, estadísticamente, para este estudio la mayor producción de

hidrocarburos corresponde al Cenozoico (Figura 6.1).

No. de Aceites Crudos0 155 10 20 25 30

No. de Aceites Crudos

Inte

rval

os p

rodu

ctor

es

No. de Aceites Crudos0 155 10 20 25 30

No. de Aceites Crudos0 155 10 20 25 300 155 10 20 25 30

No. de Aceites Crudos

Inte

rval

os p

rodu

ctor

es

Fm. San Andrés (Jurásico Superior)

Fm. Tamaulipas Inf. (Cretácico Inf.)

Fm. Tamaulipas Sup. (Cretácico Med.)

Fm. Tamabra (Cretácico Med.)

Fm. Agua Nueva (Cretácico Sup.)

Fm. Chicontepec Inf. (Paleoceno Sup.)

Fm. Chicontepec Med. (Paleoceno Sup.)

Fm. Chicontepec Canal (Eoceno Inf.)

























35353535

Figura 6.1 Gráfica comparativa de producción de hidrocarburos en diferentes intervalos cronoestratigráficos. La mayor cantidad de los aceites analizados para este estudio provienen de rocas almacenadoras siliciclásticas del Terciario, en menor cantidad del Cretácico y solo dos aceites del Jurásico Superior.

57

La ocurrencia de hidrocarburos es muy errática dentro de la cuenca, lo que

no permite tener control acerca de la existencia de los horizontes productores,

esto se debe a la complejidad que presentan los sistemas de depósito, no tienen

distribución uniforme entre las diferentes facies sedimentológicas, pero aun así

cada una de estas es diferencial, debido a los factores que controlan la movilidad

de los hidrocarburos, tales como tipo y vías de migración, presión capilar, distancia

a la fuente de aporte, etc.

6.1 Origen de Aceites Crudos

El Índice de Preferencia de Carbono (IPC) de un aceite crudo es la

proporción de n-alcanos que contiene números pares de átomos de carbono con

respecto a aquellos conteniendo números impares de átomos de carbono.

Los valores del Índice de Preferencia del Carbono en los aceites,

normalmente no muestran un valor alto cuando éstos provienen de rocas

generadoras maduras, la mayoría de los aceites tienen una proporción de 1.0 ±

0.1. Las diferencias mayores a 0.1 podrían indicar que el aceite ha sido expulsado

de la roca generadora mucho antes de lo esperado, esto se encuentra

regularmente en rocas, que por lo regular son de tipo carbonatadas y no del tipo

de las lutitas.

En la Figura 6.2 se gráfica el Índice de Preferencia del Carbono (IPC)

considerando los crudos almacenados durante el Mesozoico y Cenozoico, donde

se observa que la mayor contribución de rocas para la generación de aceite en el

área de estudio son las rocas carbonatadas.

58

1.41.31.21.11.00.90.80.7

Índice de Preferencia de Carbono

Acei

tes

alm

acen

ados

en M

esoz

oico

Acei

tes

alm

acen

ados

en C

enoz

oico

1.41.31.21.11.00.90.80.7

Índice de Preferencia de Carbono

Acei

tes

alm

acen

ados

en M

esoz

oico

Acei

tes

alm

acen

ados

en C

enoz

oico

Figura 6.2 El índice de preferencia de carbono (IPC) es ≤ 1 para petróleo generado de rocas carbonatadas, y ≥ 1 para petróleo generado de rocas terrígenas (Ej. “lutitas”). En esta gráfica, los crudos almacenados en rocas mesozoicas (es decir carbonatadas en el área de estudio), tienen valores de IPC ≤ 1 para 11 de 14 muestras con datos de IPC y edad de la roca almacenadora, lo que es consistente con la literatura publicada (Connan, 1981; Hughes, 1984; Palacas, 1984; Moldowan et al., 1985; todos en Peters y Moldowan, 1993). Sin embargo, para los crudos almacenados en cenozoico (que en el área de estudio son rocas principalmente terrígenas), de 37 muestras con datos de IPC y edad de la roca almacenadora únicamente 11 tienen IPC ≥ 1. Por número de muestras, en la generación de aceite parece haber mayor influencia de rocas carbonatadas que de rocas terrígenas, aunque hay que tomar en cuenta que el IPC por si sólo no es indicador del origen de los aceites, y únicamente puede utilizarse en combinación con otros indicadores.

En función de que los biomarcadores se derivan de moléculas precursoras

biológicas de organismos, los cuales viven bajo ciertas condiciones ambientales,

es útil ocuparlos para aportar información de las facies orgánicas. Las

proporciones relativas de los esteranos regulares (C27-C28-C29) pueden variar de

muestra a muestra, sin embargo, depende de la contribución del tipo de materia

orgánica. Peters y Moldowan, 1992; observaron altas cantidades relativas de

59

esteranos C29 en numerosas muestras de extractos y aceites derivados de

ambientes carbonatados marinos. En la Figura 6.3, se muestra un diagrama

ternario con el porcentaje de los esteranos regulares (C27 – C28 – C29) calculados

para los aceites de la Cuenca de Chicontepec. Se observa que los aceites de la

cuenca tienden a una alta abundancia de esteranos C29, indicadores de ambientes

carbonatados. Lo que coincide con el parámetro del Índice de Preferencia de

Carbono (IPC), donde sugiere que |la generación de los aceites analizados tiende

a una mayor influencia de rocas carbonatadas.

% C29Esteranos

100

100 80 60 40 20 0

100

20

60

60 40

40

20 80

80

0

% C28 Esteranos

% C27Esteranos

% C29Esteranos

100

100 80 60 40 20 0

100

20

60

60 40

40

20 80

80

0 100100

100 80 60 40 20 0

100

20

60

60 40

40

20 80

80

0

100 80 60 40 20 0

100

20

60

60 40

40

20 80

80

0

% C28 Esteranos

% C27Esteranos

Figura 6.3. Diagrama Ternario de esteranos C27-C28-C29, mostrando un mayor aporte de C29 característico de un ambiente de origen marino carbonatado. (Moldowan et al., 1985)

60

6.2 Tendencias de Madurez

La madurez térmica describe los cambios que tienen la materia orgánica y el grado de conversión de la misma en hidrocarburos con el aumento de la temperatura. De acuerdo a su transformación térmica dentro de la ventana de generación de hidrocarburos, la transformación estructural que presentan los biomarcadores durante la historia de sepultamiento de la cuenca, reflejan la evolución térmica de los sedimentos. Por consiguiente, al evaluar y reconocer las variaciones de madurez térmica de aceites que están genéticamente relacionados, se cuenta con un medio para identificar los estados de madurez a los que ha sido sometida la roca generadora.

6.2.1. Gravedad API y contenido de Azufre

En la Figura 6.4 se muestra el mapa de configuración con los valores de

gravedad API para la Cuenca de Chicontepec, donde se observa que los valores

mayores a 30° API, siguen tendencias de occidente a oriente de la cuenca, de

aceites ligeros a muy ligeros (ver Figura 5.3, Clasificaciones de aceites crudos)

asociados a un mayor grado de madurez, y los valores bajos ( menos de 22° API)

se encuentran hacia el oriente y en algunos puntos de la parte sur de la cuenca, la

mayoría de los aceites con valores medios se localizan en el centro y sur del área.

De la Figura 6.5 se observa que los valores de bajo contenido de azufre

(<1%) se localizan en la parte noroeste de la cuenca y la mayoría de los valores

altos se localizan en la porción sur, y en menor cantidad en la porción noreste. Por

lo tanto, en la Cuenca de Chicontepec si se cumple que la gravedad API varía

inversamente con el contenido de azufre, donde los aceites que tienen gravedades

API altas tienen bajo contenido de azufre, y por el contrario, los aceites con bajas

gravedades API son altos en su contenido de azufre.

61

26.1

30.6

31.340.9

29.514.8

s.d

32.735.2 27.8

28.434

40.9

39.8

45.835.4

32.831.9

38.2

25.9

43.2 50.6

48.5

40.9

48.3

30.8

34.4 27.529.1

36

44.9

41.5

32.5

32.3

35.625.7

3528

27.132.9

47.8 40

2222.1

18.6

19.720.3 19.2

27.325

24.3s.d.

30.6

25.9 38

20.8

22.1

22

20.7

3330.4

31.321.6s.d. s.d.

24

17.1

23.1

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

s.d.

29.3

s.d.

30.4

14.8

GOLFO DE MÉXICO

20°

30°

40° 26.1

30.6

31.340.9

29.514.8

s.d

32.735.2 27.8

28.434

40.9

39.8

45.835.4

32.831.9

38.2

25.9

43.2 50.6

48.5

40.9

48.3

30.8

34.4 27.529.1

36

44.9

41.5

32.5

32.3

35.625.7

3528

27.132.9

47.8 40

2222.1

18.6

19.720.3 19.2

27.325

24.3s.d.

30.6

25.9 38

20.8

22.1

22

20.7

3330.4

31.321.6s.d. s.d.

24

17.1

23.1

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

s.d.

29.3

s.d.

30.4

14.8

GOLFO DE MÉXICO

20°

30°

40°

Figura 6.4 Configuración de la gravedad API, se observa una mayor concentración de

aceites más ligeros hacia el occidente y aceites medios a ligeros hacia el oriente.

62

2.2.

2.9

2.5

2.32.1

5.2

4.22.1

3.7

1.3

0.5

1.1 1.31.2

0.8

1.7

s.d

2.21.4

2.40.9 1.0

1.9

0.7

0.6

1.81.5

2.01.8

1.31.6

0.5

0.4 0.5

0.6

0.81.9

1.7

1.01.6

0.5 0.2

1.71.5

2.72.4

3.1

3.32.8

2.22.6

2.42.5

2.4

2.90.3 2.1

1.12.1

0

2.81.6

1.7

1.3

2.7 3.32.83.6

3.2

s.d

s.d

2.3

3.23.0

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

GOLFO DE MÉXICO

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

2.9

2.5

2.32.1

5.2

4.22.1

3.7

1.3

0.5

1.1 1.31.2

0.8

1.7

s.d

2.21.4

2.40.9 1.0

1.9

0.7

0.6

1.81.5

2.01.8

1.31.6

0.5

0.4 0.5

0.6

0.81.9

1.7

1.01.6

0.5 0.2

1.71.5

2.72.4

3.1

3.32.8

2.22.6

2.42.5

2.4

2.90.3 2.1

1.12.1

0

2.81.6

1.7

1.3

2.7 3.32.83.6

3.2

s.d

s.d

2.3

3.23.0

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

GOLFO DE MÉXICO

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

Figura 6.5 Contenido del porcentaje de azufre. Los valores con más bajo contenido

se localizan hacia él noroeste.

63

6.2.2 Biomarcadores

Cuando se utilizan parámetros de biomarcadores, como indicadores de madurez térmica se deben considerar que estos parámetros pueden verse influenciados por el tipo de facies orgánica y por la naturaleza litológica del medio sedimentario en el que se depositó la materia orgánica. Por lo anterior, al realizar comparaciones de la madurez térmica entre diferentes aceites, se requiere verificar que estos aceites estén genéticamente relacionados ó han sido generados a partir de materia orgánica depositada bajo paleocondiciones ambientales similares. Para determinar la evolución térmica de los aceites analizados en Chicontepec, se consideraron los parámetros indicadores de madurez Ts/(Ts+Tm), C29Ts/(C29 + C29Ts) y C3222S/(22S+22R).

En la Figura 6.6 el parámetro Ts/(Ts/Tm) es buen indicador de madurez,

donde la distribución de los valores menores a 0.33 indica que los aceites menos

evolucionados térmicamente se ubican en la porción norte, centro-occidental y en

el sur de la cuenca y las zonas más maduras, valores mayores e igual a 0.33 en el

centro y este del área.

En la Figura 6.7, los valores del parámetro C29Ts/(C29 + C29Ts) muestran un

comportamiento similar al parámetro Ts/(Ts/Tm) marcando las zonas con un

incremento de madurez ≥ 0.14 y por el contrario un decremento a medida que los

aceites son más inmaduros.

En lo que respecta a la distribución de los valores del parámetro

C3222S/(22S+22R), que presenta la Figura 6.8, la relación marca un rango

aproximadamente de 0.60, donde se mantiene la misma tendencia de madurez en

la Cuenca de Chicontepec con respecto a los otros dos parámetros mencionados

anteriormente.

64

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

Zonas menosmaduras

Zonas másmaduras

Zona más madura ≥ 0.33Zona menos madura < 0.33

menos madura

.42

.38

.32

n.d.

.22

.23

.22.29

.39

.39.41

.43

.33

.36

.33

.38.33

.33

.32.30

.30

.31.26

.32

.35 .35

.35.40

.38

.42

.36

.30.38

.38

.33

.32

.33

.38 .39

.32

n.d.

.33.41

.59

.27.30

.44

.33 .29.26 .30

.30.29

.29.29

.29

.29

.30.29

.35

.29 .38.36

.33

.27

.29.27

.41

.25

.28

.26

.28

.41

GOLFO DE MÉXICO

0.33

0.33

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

Zonas menosmaduras

Zonas másmaduras

Zona más madura ≥ 0.33Zona menos madura < 0.33

menos madura

.42

.38

.32

n.d.

.22

.23

.22.29

.39

.39.41

.43

.33

.36

.33

.38.33

.33

.32.30

.30

.31.26

.32

.35 .35

.35.40

.38

.42

.36

.30.38

.38

.33

.32

.33

.38 .39

.32

n.d.

.33.41

.59

.27.30

.44

.33 .29.26 .30

.30.29

.29.29

.29

.29

.30.29

.35

.29 .38.36

.33

.27

.29.27

.41

.25

.28

.26

.28

.41

GOLFO DE MÉXICO

0.33

0.33

Figura 6.6 Configuración del parámetro indicador de madurez Ts/(Ts/Tm) para la Cuenca

de Chicontepec

65

66

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

Zona mas madura ≥ 0.14Zona menos madura < 0.14

Menos madura

Zonas menosmaduras

Zonas másmaduras

.28

.22

.20n.d.

.10

.11

.15.16

.17

.13

.15.16

.15

.16

.16

.13 .12

.12

.14

.12

.13 .20

.14

.14.15

.17

.11

.13

.17.16

.13

.16

.11

.15

.13

.12

.13

.13.17

.16

.13

.14n.d.

.19 .12.12

.27

.16

.11.11

.11

.11.12

.12

.12

.12

.12

.12.12

.12

.12

.12.12

.12

.12

.10

.12

.13

.13

.13

.14.13

.12

0.14

0.14

GOLFO DE MÉXICO

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones


Menos madura

Zonas menosmaduras

Zonas másmaduras

.28

.22

.20n.d.

.10

.11

.15.16

.17

.13

.15.16

.15

.16

.16

.13 .12

.12

.14

.12

.13 .20

.14

.14.15

.17

.11

.13

.17.16

.13

.16

.11

.15

.13

.12

.13

.13.17

.16

.13

.14n.d.

.19 .12.12

.27

.16

.11.11

.11

.11.12

.12

.12

.12

.12

.12.12

.12

.12

.12.12

.12

.12

.10

.12

.13

.13

.13

.14.13

.12

0.14

0.14

GOLFO DE MÉXICO

Figura 6.7 Mapa de Configuración de los valores de C29Ts/(C29 + C29Ts) para los aceites

de Chicontepec.

mm

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones


Zonas menosaduras

Zonas másmaduras

menos madura

.56

.58

.58n.d.

.61

.59

.60

.60

.57

.59.60

.59

.63

.63.59

.60

.62

.58

.59

.59

.61

.61

.58

.61

.61

.61

.61

.61

.59

.60

.69

.66.65

.60.62

.62

.62

.58

.58

.58

.60

.58

.60

.60

.60

.60 .60.60

.60

.60.61

.61

.61

.61

.61

.58

.58

.58

.58

.59.59.59

.59

.59.59

.59.59

.60

.62

.61

.62

.59

n.d.

GOLFO DE MÉXICO

0.60

0.60

0.60

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones


Zonas menosaduras

Zonas másmaduras

menos madura

.56

.58

.58n.d.

.61

.59

.60

.60

.57

.59.60

.59

.63

.63.59

.60

.62

.58

.59

.59

.61

.61

.58

.61

.61

.61

.61

.61

.59

.60

.69

.66.65

.60.62

.62

.62

.58

.58

.58

.60

.58

.60

.60

.60

.60 .60.60

.60

.60.61

.61

.61

.61

.61

.58

.58

.58

.58

.59.59.59

.59

.59.59

.59.59

.60

.62

.61

.62

.59

n.d.

GOLFO DE MÉXICO

0.60

0.60

0.60

Figura 6.8 Configuración de parámetro indicador de madurez C3222S/(22S+22R) de la Cuenca de Chicontepec.

67

A partir de las propiedades de masa, gravedad API, el contenido de azufre y

los parámetros moleculares Ts/(Ts/Tm), C29Ts/(C29 + C29Ts) y C3222S/(22S+22R)

mencionados en los párrafos anteriores, demuestran un grado de madurez térmica

alto para los aceites en la Cuenca de Chicontepec.

Por lo tanto, de los valores geoquímicos, los biomarcadores manifiestan

comportamientos similares de madurez. Definen una distribución de mayor

madurez térmica hacia un área de la zona norte y centro-oriental de la cuenca.

Mientras que la gravedad API manifiesta mayor madurez térmica en la parte

centro-occidental. Este comportamiento se debe que la gravedad API ha sido

afectada por otros factores, principalmente por la migración.

6.2.3. Relaciones Profundidad – Madurez

Teóricamente, en un yacimiento se considera que a mayor profundidad

corresponde la ocurrencia de los aceites de mayor densidad o menor madurez

relativa (England y Mackenzie, 1989). Si se considera la profundidad de los

intervalos productores en la Cuenca de Chicontepec, los resultados de los análisis

geoquímicos de los aceites y la zonificación de valores en los mapas señala las

porciones centro y occidente de la cuenca como las zonas relativamente de mayor

madurez (Figura 6.4); estas zonas coinciden con los intervalos productores

someros de Chicontepec.

Con la finalidad de determinar la relación existente entre la madurez

térmica de los aceites en el área de Chicontepec con respecto a la profundidad del

intervalo productor. Se considera a los valores de gravedad API, como el principal

parámetro indicador que defina dicha tendencia, asumiendo que a mayor

gravedad API se tiende a una mayor madurez térmica. Por lo tanto, la madurez

térmica del área de estudio estará apoyada por la gravedad API.

68

En la Figura 6.9 se presentan los valores de gravedad API versus

Profundidad de los intervalos productores. Al observar los valores en la gráfica, se

nota que no hay una buena correlación entre los valores de gravedad API y la

profundidad del intervalo productor en la Cuenca de Chicontepec. Si se considera

lo mencionado por England y Mackenzie, 1989, de que a mayor profundidad

corresponde la ocurrencia de los aceites de menor madurez (gravedad API baja).

En el área de estudio se tiene la presencia de algunos pozos a

profundidades mayores a 2300 m, con gravedades menores a 32° API,

confirmándose lo mencionado por England y Mackenzie, al seguir observando la

gráfica, también presenta gravedades API altas en intervalos someros, y a su vez,

dentro de este nivel somero, se manifiestan aceites de gravedad API menor.

Aparentemente, no hay una tendencia definida de la madurez térmica de los

aceites con la profundidad del intervalo productor en la cuenca.

Figura 6.9 En el rango de ca. 14 °API hasta ca. 32 °API los aceites provienen de intervalos productores que se hallan en todos los rangos de profundidad. Los aceites son más ligeros a profundidades menores, aproximadamente 1000 a 1800 m. Este incremento de la gravedad API es que ocurriría por fraccionación evaporativa; proceso por el cual hay un incremento en los aceites ligeros durante la migración.

69

6.2.4. Cambios en la Madurez

Muchas de las propiedades de los fluidos almacenados están relacionadas

a la madurez, sin embargo estás propiedades pueden enmascararse si otros

procesos de alteración han afectado significativamente el fluido original. Cuando la

maduración se lleva a cabo en el depósito, la evolución térmica puede inducir un

fenómeno de craqueo térmico haciendo que las moléculas sean más ligeras,

permitiendo la formación de hidrocarburos de bajo peso molecular principalmente

de tipo gaseoso y de pirobitumenes sólidos. Con la madurez se observa una

tendencia general de evolución al aumentar la profundidad y la edad: una

disminución de la densidad y el contenido de azufre y un aumento de los alcanos

ligeros. Estos cambios se deben a la evolución térmica.

La fraccionación evaporativa involucra gas con aceite disuelto moviéndose

verticalmente hacia profundidades menores de un yacimiento profundo y

condensando fuera de las acumulaciones de aceite en niveles sucesivos, mientras

la presión y la temperatura decrecen (Hunt, 1995). Probablemente esta podría ser

una de las causas por las cuales los aceites someros presenten altas gravedades

API, en los aceites de Chicontepec. Lo cual aplica a que la migración vertical

altera la gravedad y la composición molecular en los aceites.

6.3 Distribución de Presiones

Si se considera que el petróleo y gas, ha sido generado de una fuente de

rocas profundamente internas, limitado por un sello de compartimientos de fluidos.

Entonces la cantidad y composición del tipo de kerógeno y la historia del

sepultamiento de las rocas fuente determina los volúmenes del petróleo generado.

Sin embargo, la migración de los compartimientos en una fase de gas y petróleo

es un proceso de empuje de presión, en el cual la dirección del flujo es controlada

70

por una configuración y presiones internas de los compartimientos de los fluidos

(Hunt, 1990).

Los fluidos a presiones significativamente por encima de la presión

hidrostática se encuentran comúnmente en yacimientos con secuencias de

areniscas y lutitas. Las lutitas usualmente tienden a ser menos compactas, pero

tienen la característica de perforarse lo cual indica alta presión en el poro. Los

cambios de presiones normales a sobrepresiones en las lutitas son abruptos y se

acompañan por un incremento en el gradiente geotérmico (Cooper, 1990).

La columna geológica de la Cuenca de Chicontepec está integrada por

secuencias de areniscas, limonitas y lutitas, cada una de estas secuencias tiene

relaciones internas complejas en sus características geológicas y por consiguiente

en su potencial productor de hidrocarburos.

Para el desarrollo del presente estudio se consideró de importancia analizar

el comportamiento de las presiones en la Cuenca de Chicontepec y relacionarlas

con los parámetros geoquímicos obtenidos de las muestras y definir si existe una

interacción con los procesos que causan cambios de presión con las secuencias

geológicas dentro del área en estudio.

Para tener un concepto más amplio del comportamiento de las presiones

internas se proporcionan a continuación algunos conceptos y características

particulares.

6. 3.1. Presiones Anormales

Hunt (1995), describe que las presiones anormales incluyen a las

presiones mínimas y sobrepresiones. El gradiente hidrostático es el incremento de

la presión con respecto a la profundidad de un líquido en contacto con una

71

superficie. El gradiente para agua dulce es aproximadamente 9.8 kPa/m

(kilopascales por metro), ó 0.433 psi/pies. El gradiente litostático es el incremento

de la presión total causada por el agua salada en los granos de roca, en promedio

24.4 kPa/m, ó aproximadamente 1.08 psi/pies. Cuando es perforado un agujero a

través de una arena muy permeable, se extiende de la superficie hacia 20,000

pies (6.096 m), la presión de la profundidad total sería hidrostática, siguiendo la

línea A de la Figura 6.10 para 10.4 kPa/m (0.46 psi/pies). Este es el gradiente para

la mayoría de los yacimientos. Un incremento en la salinidad con la profundidad

causa que el gradiente de presión se incremente 0.098 kPa/m (0.0043 psi/pies)

por cada incremento de 0.01 g/cc en la densidad del fluido (Levorsen, 1967, in:

Hunt, 1995). Cualquier desviación de la presión hidrostática común es una presión

anormal. Estas incluyen generalmente sobrepresiones en un rango de 12 kPa/m

(0.53 psi/pies) y presiones mínimas debajo de los 9.8 kPa/m (0.43 psi/pies).

Las presiones anormales (>12 kPa/m ó >0.53 psi/pies) son creadas y

sostenidas por la inhabilidad de los fluidos en el poro dentro de un periodo de

tiempo geológico razonable cuando subjetivamente los esfuerzos causan un

incremento en la presión del fluido. Varios tipos de esfuerzos pueden causar

incremento en la presión del fluido tales como:

1.- Una rápida carga litostática, la cual puede causar desequilibrio en la

compactación.

2.- Expansión térmica de los fluidos

3.- Compresión por fuerzas tectónicas

4.- Generación de petróleo y gas por materia orgánica en la matriz de la roca

Existen otras formas de esfuerzos sumados a la lista anterior, pero de todos

los esfuerzos mencionados que provocan la inhabilidad de los fluidos a migrar, la

causa se debe a las presiones anormales.

72

��

��

��

��

��

SS

SH

SS ��

��

Litostática

Hidrostática

SS

SH

SS

SH

SS

Pro

fund

idad

(met

ros)

1439

3658

4879

1212

0

P

D

Presión de fluido en kg/cm2

Presión de fluido en psi4,000 8,000 12,000 16,000

0 300 600 900 1,200

��

��

��

BA

��

��

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��

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SS

SH

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Litostática

Hidrostática

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SH

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Pro

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ros)

1439

3658

4879

1212

0

P

D

Presión de fluido en kg/cm2

Presión de fluido en psi4,000 8,000 12,000 16,000

0 300 600 900 1,200

��

��

��

BA

Figura 6.10 Incremento en la presión del fluido con respecto a la profundidad. La línea A es el gradiente hidrostático para la mayoría de las cuencas, 0.46 psi/pies (10.4 kPa/m) (Hunt, 1995). La línea B es el gradiente litostático de 1.08 psi/pies (24.4 kPa/m). La línea continua presenta la presión del fluido en la columna izquierda de secuencias alternadas de areniscas (SS) – lutitas (SH). El diagrama en la parte superior de la figura presenta el cambio en la presión del fluido donde la presión es aplicada a estratos de arenas y arcillas lodosas. El centro de la lutita es una barrera de presión a un fluido en movimiento.

Según Swarbrick et al. (2002). Describen el fenómeno de sobrepresión en

cuencas sedimentarias atribuido a un amplio rango de mecanismos que pueden

73

ser relacionados a los procesos de: incremento por el esfuerzo aplicado a la

compresibilidad de la roca, fluidos en expansión dentro de un espacio poroso

restringido, movimiento de los fluidos, flotabilidad y diagénesis (Osborne and

Swarbrick, 1997 in: Swarbrick, 2002). La habilidad de cada uno de estos

mecanismos para generar presiones por encima de la presión hidrostática

depende de las propiedades de la roca y los fluidos en las rocas sedimentarias y

su coeficiente de cambio, bajo un rango de condiciones normales de evolución en

la cuenca.

Estos autores enfatizan al principal mecanismo para crear sobrepresiones

en cuencas sedimentarias al esfuerzo vertical durante el rápido sepultamiento del

sedimento. Los procesos de aplicación de esfuerzos a rocas compresibles y

expansión de fluidos son más eficaces en litologías de grano fino. Ambos

procesos ocasionan la expulsión de fluidos inefectivos, para crear presiones en

exceso del equilibrio hidráulico, enfatizando la importancia de la permeabilidad

(una característica de la roca pobremente conocida en rocas sedimentarias de

grano fino) que controla la presión del poro en el subsuelo. Las condiciones en las

cuencas favorecen la alta magnitud de la sobrepresión a partir de esfuerzos que

son productos de un alto índice de sedimentación (carga litostática) y/o fuertes

fuerzas compresivas laterales.

Cabe mencionar que la Cuenca de Chicontepec está caracterizada por los

tres principales tipos de rocas clásticas: areniscas, limolitas y lutitas, las cuales

presentan fragmentos de carbonatos; tienen características muy variables, donde

las areniscas varían en un rango de grano fino a moderado distribuidas de manera

irregular; condición para crear probablemente altas presiones.

Un alto rango de sedimentación, como medición para crear rápidos

incrementos en la temperatura, también favorece la alta magnitud de la

sobrepresión por los mecanismos de expansión de fluidos. Un método alternativo

74

para alcanzar un rápido incremento en la temperatura es un impulso térmico

asociado a procesos tectónicos o magmáticos (Swarbrick, 2002).

La magnitud de sobrepresión a partir de la aplicación de esfuerzos es

controlada por el índice de incremento de los esfuerzos, sedimentos y

compresibilidad en los fluidos, y el rango de expulsión de fluidos. Continuamente

la depositación de rocas sedimentarias de grano fino, conduce al inicio de la

sobrepresión de retención de fluidos profundos (FRD), el punto en el cual la

expulsión de los fluidos no es completamente eficaz. La magnitud de la

sobrepresión en esta zona se incrementa aproximadamente de 12.0 a 12.6

MPa/km (0.95-1.0 psi/ft), es decir, a lo largo de un gradiente subparalelo con el

esfuerzo del gradiente litostático, implicando solamente la expulsión menor del

fluido.

La magnitud de sobrepresión de los mecanismos de expansión de fluidos

es controlada por la tasa de cambio de volumen, que lentamente puede estar

presente debido a la proporción de sepultamiento y gradientes de la temperatura

encontrados en la mayoría de las cuencas. Además el incremento del volumen en

todas las reacciones excepto en la generación del gas es pequeña. Aunque la

generación del gas tiene la capacidad de crear localmente sobrepresión de alta

magnitud (hasta diez MPa), la magnitud es diluida, donde el volumen de un gran

yacimiento es envuelto. Los procesos, por lo tanto son probablemente eficaces

solo dentro de rocas generadoras de gas y en los yacimientos intraformacionales

cuando el aceite se fracciona a gas.

6.3.2. Tipos de Sobrepresiones

El desarrollo de las sobrepresiones en las cuencas se establece por dos

condiciones (Gretener y Bloch, 1992, in: Hunt, 1995) Estos son: (1) desequilibrio

en la compactación en la cual hay un flujo lateral no restringido y un flujo vertical

75

restringido (2) compartimientos sellados en los cuales hay flujo lateral y vertical

restringido. Un ejemplo de desequilibrio por compactación se muestra en la

esquina de arriba del lado derecho de la Figura 6.10.

Generalmente el desequilibrio por compactación ocurre en espesores

mayores a los 500 metros en lutitas dúctiles que contienen más del 30% de

minerales arcillosos absorbidos por el agua tales como la esmectita y la illita. El

centro de tal espesor de las lutitas, es una presión de barrera para el movimiento

del fluido vertical a través de una sección entera.

En trabajos recientes por Millar et al. (2002). Se enfocan a aquellos

mecanismos que generan exceso de presión en el poro comúnmente asociados

con el incremento de profundidad por sepultamiento y las diferencias

fundamentales entre el “Desequilibrio por compactación” y “Mecanismos de

origen”. Todos los mecanismos actúan simultáneamente, son la causa dominante

de sobrepresiones debido a las magnitudes relativas de varios factores como la

tasa de sepultamiento, permeabilidad del sedimento, comportamiento mecánico y

el ambiente térmico. Las velocidades del rápido sepultamiento asociadas con la

baja permeabilidad se atribuyen al desequilibrio por compactación, mientras que la

expansión aquatermal, diagénesis de la esmectita-illita, madurez térmica del

kerógeno y el cracking de los hidrocarburos son ejemplos de mecanismos de

origen.

Para el caso de desequilibrio por compactación, los incrementos de presión

en poro son principalmente una reacción del fluido hacia una disminución del

volumen en poro, como resultado de la carga vertical (asumiendo el esfuerzo

mínimo tectónico). La magnitud del incremento en la presión depende del

incremento de la carga y las magnitudes relativas de los sedimentos por

compresibilidades del volumen y fluido en el poro. Sin hacer caso de la magnitud

del incremento de la presión en el poro, el equilibrio mecánico requiere de aquel

esfuerzo efectivo del sedimento para incrementarse. Como resultado, los

76

esfuerzos horizontal y vertical (efectiva y total) de un determinado paquete de

sedimentos se incrementa a medida que aumenta la profundidad de

sepultamiento, y el incremento de la presión en el poro es menor que el

incremento del esfuerzo de sobrecarga, Millar et al. (2002).

En el caso de Mecanismo de origen, los incrementos de la presión en el

poro, son responsabilidad del aumento en el volumen específico del fluido en el

poro. En este tipo de mecanismos, los sedimentos incrementan el volumen de

poro y consecuentemente los esfuerzos efectivos disminuyen, en estos casos, la

presión en el poro se incrementa rápidamente, mientras que, el esfuerzo efectivo

disminuye, y el esfuerzo total horizontal y vertical aumenta. Porque al aumentar el

volumen en el poro, el aumento en la presión de poro puede ser mayor que el

incremento del esfuerzo de sobrecarga.

El segundo tipo de sobrepresiones ocurre a profundidades mayores a los

3,049 metros, los fluidos en los compartimientos son sellados en todos sus lados,

de este modo hay restringimiento del flujo del fluido lateral y vertical (Bradley,

1975, in: Hunt, 1995). Los sellos laterales pueden ser sellados por fallas, cambios

de facies y cuerpos salinos.

Este segundo tipo de sobrepresiones se debe al desarrollo de sellos

verticales y laterales, los cuales son esencialmente impermeables para todos los

movimientos de fluidos en agua, aceite y gas.

Los sellos se forman verticalmente en fallas y fracturas a través de la

precipitación de minerales como cuarzo y carbonatos y horizontalmente en

areniscas, limonitas y carbonatos a través del gradiente de temperatura

thermocline. La mayoría de estos compartimientos sobrepresionados con

profundidades mayores a 3 Km., no exhiben desequilibrio por compactación del

primer tipo de sobrepresión. Pocos de estos son compactados normalmente,

posiblemente porque muchos de estos son compuestos de finos granos de cuarzo

77

y carbonatos donde generalmente menos del 25% de los minerales arcillosos son

absorbidos por el agua.

En esencia, mientras más fragilidad presente la roca en el primer tipo de

sobrepresión, los estratos tienden a fracturarse bajo un alto esfuerzo y por

ausencia de agua normalmente durante la compactación.

El movimiento de fluido extensivo a través de fracturas y fallas en lugar de

grandes masas de roca como resultado de la cementación forman los

compartimientos sellados que conducen a las sobrepresiones.

6.3.3. Características de los Compartimientos de Presión

El gradiente de presión-profundidad del libre levantamiento de una columna

de agua dulce extendida por la superficie topográfica es 9.79 kpa/m (0.43 psi/ft) y

por una solución salina saturada es 11.9 kPa/m (0.53 psi/ft). Cualquier presión

fuera de esos límites está considerada anormal. Los términos sobrepresionados y

de presiones mínimas se refieren a valores arriba y debajo de esos límites,

respectivamente.

Las presiones en un sistema confinado fueron las primeras en explicarse en

el siglo XVII por el filósofo francés Pascal, por eso la unidad de presión es

nombrada como él en el sistema métrico. Él estipuló que si una presión externa es

aplicada a un fluido confinado, la presión de cada punto dentro del fluido se

incrementa por la suma de la presión externa. Los fluidos en los poros son un

ejemplo de fluidos confinados dentro de un compartimiento sellado. Por ejemplo,

supongamos que la parte baja de una sección de roca es completamente cerrada

por un sello como se muestra en la Figura 6.11 A. Sí la sección entera es

sepultada profundamente y posterior sellada, habrá expansión termal de fluidos

dentro de un compartimiento sellado, posible generación de hidrocarburos líquidos

78

y gaseosos, y en algunas cuencas colapsadas mecánicamente de una roca matriz.

Cada uno de esos procesos incrementará la presión, manejando la línea de

presión con el gradiente de profundidad a grandes valores (Figura 6.11 A). El

declive de una línea de presión - profundidad dentro del compartimiento de fluidos

disminuiría igual que la que es normalmente presionada por las rocas de encima

del sello, asumiendo que la densidad del fluido en la cima y la base del sello es la

misma y que internamente existe una comunicación hidráulica con las rocas

masivas dentro del sello. En la Figura 6.11 A, el fluido debajo del sello está

soportando él peso del sello y parte de la roca suprayacente y del peso del fluido.

La magnitud de la presión cambia dependiendo del peso de la columna de roca

suprayacente es orientada por el compartimiento de fluidos comparado con lo que

es soportada en la roca matriz en el compartimiento.

La Figura 6.11 B, representa el caso contrario donde el sistema

sedimentario es levantado y erosionado, como resultado del enfriamiento en las

unidades de roca después de que el sello ha sido formado. La disminución de los

fluidos en enfriamiento es la principal causa de la caída de presión. En adición, los

fluidos en los alrededores de los yacimientos de petróleo, se ha encontrado que el

volumen en el poro se incrementa por un factor de aproximadamente 7 × 10-6 por

cada psi (6.9 kPa) de caída en la presión (Dickey, 1972, in: Hunt, 1990). Estos

cambios combinados pueden causar en el nivel del fluido dentro del

compartimiento una caída ligeramente debajo del sello, saliendo de la matriz de la

roca para levantar el sello y la roca suprayacente y la carga del fluido (Figura 6.11

B). La magnitud de la caída de presión depende mucho sobre el desplazamiento

relativo del peso de la carga suprayacente del fluido en el poro a la matriz de la

roca debajo del sello. En los compartimientos de bajas presiones la línea del

gradiente de presión con respecto a la profundidad como se muestra en la parte

inferior de la Figura 6.11 B, la intersección mínima en el eje de la profundidad, es

aproximadamente la base del sello.

79

PP

SELLO SELLOrofundidad

Presión NormalPresión normal

Compartimientosobrepresionado

Compartimientode baja presión

Profundidad

Sello soportado por fluido Sello soportado por matriz

COMPARTIMIENTO SELLADO

ROCA Y FLUIDO SUPRAYACENTE

A B

Presión Presión

��

��

��

��

��

��

��

��

SELLO SELLO

SELLO SELLOrofundidad

Presión NormalPresión normal

Compartimientosobrepresionado

Compartimientode baja presión

Profundidad

Sello soportado por fluido Sello soportado por matriz

COMPARTIMIENTO SELLADO

ROCA Y FLUIDO SUPRAYACENTE

A B

Presión Presión

��

��

��

��

��

��

��

��

SELLO SELLO

Figura 6.11 (A) Gradiente de presión/profundidad comenzando en una presión normal a una sobrepresión a través del sello hidráulico circunvecino de la sección de roca sobrepresionada. (B) Gradiente de presión/profundidad desde el inicio de una normal a una baja presión a través del sello hidráulico circundante de la sección de roca de baja presión (Hunt, 1995). 6.3.4. Características de los Sellos

Los fluidos en los sellos han sido identificados en aproximadamente 180

cuencas y geológicamente son importantes en aproximadamente 160 cuencas

(Hunt, 1990). Las bajas presiones son probablemente menos comunes que las

sobrepresiones. Los compartimientos con bajas presiones son muy importantes

desde el punto que previenen la filtración del agua y la biodegradación de los

aceites acumulados.

80

La presencia de los sellos en el Pleistoceno superior de la Costa del Golfo

indica que estos se pueden formar en pocos cientos de años. La mayoría de los

sellos en los fluidos son en evaporizas, lutitas y areniscas. La mineralización de

los carbonatos del mismo modo que la creta del Cretácico del Mar Norte es menos

común. Cuando los carbonatos actúan como sellos, muchos son mineralizados

con sílice (cuarzo), mientras que las lutitas son más probablemente a ser

mineralizadas con calcita. Por ejemplo, la formación Tuscaloosa de la Costa del

Golfo en los Estados Unidos es una arenisca masiva sobrepresionada con

intercalaciones de lutitas (Hunt, 1990). La arenisca tiene bandas de cementación

de calcita que corta a través del sello formado. La mineralización de las rocas para

formar sellos aparece porque inicialmente ocurre una presión baja a un lado del

sello. Los núcleos tomados dentro de los sellos algunas veces tienen fracturas

rellenas con calcita. Los núcleos tomados debajo del sello de un compartimiento

sobrepresionado contienen fracturas no mineralizadas.

En conclusión, estos sellos completamente encierran a cada

compartimiento que han llegado a una permeabilidad de cero a través de sus

espesores, pero pueden presentar internamente zonas permeables. Los sellos no

necesariamente forman una sola unidad litológica, ni pueden conformar una edad

geológica, litológica, facies o estructura. La abundancia de los sellos en cuencas

profundas alrededor del mundo indica que la formación y desarrollo de los sellos

son parte de la evolución normal de las cuencas.

6.3.5. La relación de rocas generadoras de petróleo y los compartimientos de fluidos.

La cima de los sellos de compartimentos profundos en muchas cuencas

ordinarias ocurre a una profundidad promedio de 3,048 m, durante la fase de

hundimiento en las cuencas (Hunt, 1990). Esta profundidad es equivalente a una

temperatura de aproximadamente 95°C (203°F) de un gradiente geotérmico de

81

2.4°C/100 m. El modelado de tiempo-temperatura basado en la ecuación de

Arrhenius se ha demostrado, aunque la generación del petróleo puede comenzar a

temperaturas menores a 60° C, la mayor parte de aceite y gas ha sido formado a

temperaturas mayores de 95°C (203°F) (Mackenzie y Quigley, 1988). La

generación a altas temperaturas durante pequeños periodos de tiempo son

particularmente características de cuencas en hundimiento. Así, en cuencas con

sobrepresión, la mayor parte de generación de aceite y gas ocurre a profundidad

en compartimentos de fluidos sobrepresionados. Estas cuencas usualmente

consisten en una serie de compartimentos de fluidos individuales que no están

comunicados entre sí por una presión hidráulica, ni con un régimen hidrodinámico

suprayacente.

En la Cuenca de Chicontepec la profundidad de las arenas más someras

varía hacia la porción NE del área, mientras que en la porción SW rebasa los 3000

metros de profundidad, por lo tanto la temperatura de intervalo varía

considerablemente. De acuerdo a Hunt, 1990, 1995.; Millar et al. (2002); Swarbrick

et al. (2002), y otros autores citados, los aceites en regiones a altas presiones son

más ligeros a los que se encuentran en regiones a presiones normales.

Para la Cuenca de Chicontepec los procesos relacionados con la madurez

de los aceites tales como: sepultamiento, presión y temperatura y la migración;

han propiciado la degradación de los crudos cambiándoles las propiedades

fisicoquímicas, lo que se manifiesta en la distribución que tienen los aceites

encontrados con diferentes densidades, variando entre 12 y 50 grados API.

Las direcciones del flujo hidráulico a profundidad en sedimentos

geopresionados en las costas de Lousiana son casi verticalmente hacia arriba. La

caracterización geoquímica de aceites térmicamente inmaduros en yacimientos

Terciarios indican que los aceites han sido emplazados por una migración vertical

de rocas fuente en compartimentos presurizados (Hanor y Sassen, 1988, in: Hunt,

1990).

82

En el Delta de Mahakam, Indonesia, la cima de las sobrepresiones en el

campo de Handil es alrededor de 3000 metros (Vandenbroucke, et al., 1983, in:

Hunt, 1990) en el campo de Badak, la cima comienza aproximadamente en 3293

metros (Hunffington, 1989, in: Hunt, 1990). La generación de aceite y gas en

ambos campos es en sedimentos prodelta arcillosos a una fuerte sobrepresión;

donde las presiones alcanzan 20.2 kPa/m (0.9 psi/ft) y temperaturas que exceden

los 108° C. Cuando la cima del sello se fractura en cada área, el aceite y gas de

los yacimientos escapa hacia arriba dentro de presiones normales a una

profundidad de 450 a 2900 m en el campo Handil, y 1067 m a 3872 m del campo

Badak (Hunt, 1990, 1995).

Una observación interesante en el campo Handil, es que estos aceites se

convierten a ligeros (la gravedad API se incrementa), se dirigen a una área de 150

yacimientos característicos por presentar presión normal. Este incremento de

Gravedad API es exactamente lo que ocurriría por fraccionación evaporativa, un

proceso característico de migración vertical en deltas (Silverman, 1965;

Thompson, 1988, in: Hunt, 1990). Este proceso produce una serie de incremento

en los aceites ligeros durante el ascenso de la migración. Además, los aceites

pesados dejan atrás un residuo, incapaz de poder migrar, es craqueado el gas y el

pirobitumen debido a las altas temperaturas de los compartimentos

sobrepresionados. Vandenbroucke et al. (1983), (in Hunt, 1990,1995), identifica

abundante pirobitumen dentro de un compartimiento de fluidos a altas presiones

en el campo Handil. Análisis mineralógicos de las lutitas sobrepresionadas por

Vandenbroucke et al. También demuestra que él mineral arcilloso dominante es la

kaolinita formada por neogénesis hidrotermal. Esto demuestra que los fluidos

circulan internamente en los compartimentos sobrepresionados. Esta mezcla

ocurrirá para obtener el incremento de la línea recta en la presión con respecto a

la profundidad como se muestra en la Figura 6.11 A, de acuerdo al principio de

Pascal.

83

Para el campo de Badak ocurren cambios no uniformes en la gravedad de

los aceites porque la profundidad aparentemente es variable con la migración

vertical y lateral en el área de presión normal, (Huffington, 1989, in: Hunt, 1990).

Para el caso de nuestra área de estudio; la Cuenca de Chicontepec y

retomando las relaciones existentes de las gravedades API con respecto a la

profundidad se identificaron los aceites almacenados en el Mesozoico, Figura

6.12. Para tener un mejor entendimiento del comportamiento de la madurez dentro

del área nos permite diferenciar a dos grupos de aceites del Mesozoico, área “A”

norte y centro de la cuenca y el área “B” al sur de la misma, como se presenta en

el plano de la Figura 6.15.

bnm

bnm

d (m

d (m

dida

dida

Prof

unPr

ofun

5545352515

-1000

-2000

-3000

Aceites almacenados en Cenozoico

Aceites almacenados en Mesozoico

Gravedad API

)

5545352515

-1000

-2000

-3000



Gravedad API

)

Figura 6.12 API vs. Profundidad de todas las muestras analizadas para la Cuenca de Chicontepec, identificando los crudos almacenados durante el Mesozoico.

De la Figura 6.13 se observa que los aceites almacenados en Mesozoico

agrupados como área “A” se encuentran a las mayores profundidades, con

gravedades API relativamente bajas, por lo tanto para estos aceites dentro de la

84

cuenca no hay una tendencia bien definida de disminución de madurez de los

aceites con respecto a la profundidad.

Aceites almacenadosen Mesozoico

Aceites almacenadosen Cenozoico

-3000

-2000

-1000

20 30 40 50 60

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)

Área “A”

Aceites almacenadosen Mesozoico

Aceites almacenadosen Cenozoico

-3000

-2000

-1000

20 30 40 50 60

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)

Área “A”

Figura 6.13 Gravedad API de los aceites vs profundidad para el Área “A”. Se observa tendencia de incremento de profundidad vs. Gravedad API en algunos aceites almacenados en Mesozoico, mientras que esa tendencia es inexistente en todos los aceites que provienen de rocas Cenozoicas.

Los aceites en el área “B”, no presentan una tendencia de la gravedad API

con respecto a la profundidad, (Figura 6.14), como se observa en los aceites del

área “A”, lo cual es probable que no haya formado un sello de presión a las

profundidades de los aceites en el área “B”.

Para Chicontepec los aceites almacenados en mesozoico del área “A”

(Figura 6.15) presentan incremento en la gravedad API hacia las partes más

someras de la cuenca; este incremento es parte del proceso como producto del

ascenso de la migración.

85

))

bnm

bnm

d (

d (

dada

unun

Prof

Prof

403020

-1000

-2000

-3000

Gravedad API

dim

Aceites almacenados

en rocas Cenozoicas

Aceites almacenados

en rocas Mesozoicas

Área “B”

403020

-1000

-2000

-3000

Gravedad API

dim

Aceites almacenados

en rocas Cenozoicas

Aceites almacenados

en rocas Mesozoicas

Área “B”

Figura 6.14 Gravedad API vs profundidad en el Área “B” de la Cuenca de Chicontepec. No se observa una tendencia similar a la de los aceites del Área “A”, por lo que en la actualidad o en tiempos geológicos recientes, no existió un sello de presión dentro del rango de profundidad de los aceites del Área “B”.

Dentro de la Cuenca Columbus de Trinidad, las lutitas del mioceno generan

petróleo en un compartimiento de fluidos sobrepresionado arriba de temperaturas

de 95°C. El aceite y gas tienden a romper a través de la cima del sello y son

atrapados por presiones normales sobre rocas del Plioceno y Pleistoceno

(Leonard, et al. 1983, in: Hunt, 1990). Además los aceites son más ligeros hacia

arriba, los mismos cambios se observan en el campo Handil de Indonesia. Las

gravedades API de los aceites son de 32° a 3,140 m y de 40° a 1,893 m. La

migración vertical altera la gravedad y la composición molecular de los aceites

(Ross y Ames, 1988, in: Hunt, 1990).

Algunos yacimientos de aceite están dentro de formaciones

sobrepresionadas del Triásico y Cretácico, pero a través del rompimiento del sello

los hidrocarburos han sido distribuidos verticalmente por entero en la región

Terciaria (Novelli, et al., 1987, in: Hunt, 1990).

86

6.3.5.1 Datos y Parámetros de Masa en el Área “A” de Chicontepec

Si se relacionan las propiedades de masa y la composición total de los

aceites del área “A” (ver Figura 6.15), podemos observar en las Figuras 6.16 (a),

(b) y 6.17 (a),(b); claramente diferencias indicativas entre los aceites almacenados

en el Mesozoico y los almacenados en rocas del Cenozoico.

En la Figura 6.16 (a), se aprecia para los aceites almacenados en

Mesozoico que el pozo con el intervalo productor más profundo (2945 m) tiene un

valor alto de gravedad API (33°). Si recordamos lo que mencionan England y

Mackenzie, 1989; de que a mayor profundidad menor gravedad API, para este

grupo no se cumple lo mencionados por los autores. Por lo tanto para el grupo “A”

de la Cuenca de Chicontepec no hay una tendencia clara de la madurez de los

crudos almacenados en rocas mesozoicas con la profundidad. Para los

cenozoicos el grado de madurez es mayor a intervalos someros.

Para la Figura 6.16 (b) el contenido de azufre del grupo de aceites del

Mesozoico revela valores más altos con promedio de 1.94% de azufre, localizados

en la zona de los aceites de menor gravedad API. La gráfica indica para los

aceites almacenados en Mesozoico una relación o tendencia de la gravedad API y

el contenido de azufre de la roca almacenadora. Para los aceites almacenados en

rocas del Cenozoico también hay una correlación de API vs. Azufre, el valor

promedio es de 0.88%. Por tanto los crudos mayores a 1% se ubican en la parte

izquierda del grupo almacenados en el Cenozoico; este grupo se encuentra en los

niveles productores más someros de la cuenca.

87

��

��

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

Aceites almacenados en rocas Mesozoicas

Aceites almacenados en rocas Cenozoicas

Área “A”

Área “B”

GOLFO DE MÉXICO

��

��

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones

Aceites almacenados en rocas Mesozoicas

Aceites almacenados en rocas Cenozoicas

Área “A”

Área “B”

GOLFO DE MÉXICO

Figura 6.15 Mapa de localización de los aceites almacenados en rocas del Mesozoico y Cenozoico de la Cuenca de Chicontepec. Divididos en dos áreas “A” y “B”.

88

15 25 35 45 55-3000

-2000

-1000

n.d.

0.64

1.78 1.46

1.99 1.80

1.690.72

1.61

2.41

0.78

0.54 0.55

0.35

0.77

1.27

2.22

1.66

1.92

0.19

1.040.49

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)



Azufre 0.88 % promedio


15 25 35 45 55-3000

-2000

-1000

n.d.

0.64

1.78 1.46

1.99 1.80

1.690.72

1.61

2.41

0.78

0.54 0.55

0.35

0.77

1.27

2.22

1.66

1.92

0.19

1.040.49

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)




Azufre 1.94 % promedio (b)

5545352515

-1000

-2000

-3000

32

45

31 34

27 29

3243

32

26

41

48 49

51

41

36

28

33

30

40

4148

Gravedad API 29.6 % promedio


Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m) Aceites almacenados

en Cenozoico


5545352515

-1000

-2000

-3000

32

45

31 34

27 29

3243

32

26

41

48 49

51

41

36

28

33

30

40

4148



Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn


en Cenozoico

Aceites almacenados en Mesozoico(a)

15 25 35 45 55-3000

-2000

-1000

n.d.

0.64

1.78 1.46

1.99 1.80

1.690.72

1.61

2.41

0.78

0.54 0.55

0.35

0.77

1.27

2.22

1.66

1.92

0.19

1.040.49

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)





15 25 35 45 55-3000

-2000

-1000

n.d.

0.64

1.78 1.46

1.99 1.80

1.690.72

1.61

2.41

0.78

0.54 0.55

0.35

0.77

1.27

2.22

1.66

1.92

0.19

1.040.49

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)




Azufre 1.94 % promedio (b)

5545352515

-1000

-2000

-3000

32

45

31 34

27 29

3243

32

26

41

48 49

51

41

36

28

33

30

40

4148



Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn


en Cenozoico


5545352515

-1000

-2000

-3000

32

45

31 34

27 29

3243

32

26

41

48 49

51

41

36

28

33

30

40

4148



Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn


en Cenozoico

Aceites almacenados en Mesozoico(a)

Figura 6.16 (a). Valores promedio de la gravedad API. Para los crudos almacenados en Mesozoico se tiene un valor promedio de 29.6 % y un mayor porcentaje para los crudos almacenados en Cenozoico de 41.4%; estos últimos presentan un mayor grado de madurez. (b). Valores promedio del contenido de azufre. Promedio de 1.94% para aceites almacenados en Mesozoico y de 0.88% para los almacenados en Cenozoico.

89

5545352515

-1000

-2000

-3000

28

2829 29

29 29

26

26

26

27

27

28 24

20

20

25

30

30

35

913

14

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)



Res + Asf, 22.7 % promedio


5545352515

-1000

-2000

-3000

28

2829 29

29 29

26

26

26

27

27

28 24

20

20

25

30

30

35

913

14

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)





Gravedad API15 25 35 45 55

-3000

-2000

-1000

43

4242 39

38 40

47

41

46

35

49

41 43

48

55

46

42

40

34

6059

70

Prof

undi

dad

(mbn

m)



H. saturados 48.7 % promedio



-3000

-2000

-1000

43

4242 39

38 40

47

41

46

35

49

41 43

48

55

46

42

40

34

6059

70

Prof

undi

dad

(mbn

m)





(a)

(b)

5545352515

-1000

-2000

-3000

28

2829 29

29 29

26

26

26

27

27

28 24

20

20

25

30

30

35

913

14

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)





5545352515

-1000

-2000

-3000

28

2829 29

29 29

26

26

26

27

27

28 24

20

20

25

30

30

35

913

14

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)






-3000

-2000

-1000

43

4242 39

38 40

47

41

46

35

49

41 43

48

55

46

42

40

34

6059

70

Prof

undi

dad

(mbn

m)






-3000

-2000

-1000

43

4242 39

38 40

47

41

46

35

49

41 43

48

55

46

42

40

34

6059

70

Prof

undi

dad

(mbn

m)





(a)

(b)

Figura 6.17 (a). Los hidrocarburos saturados son el mayor grupo característico de la composición total de un aceite crudo. Por lo tanto, los porcentajes promedio, también marcan la diferencia entre los dos grupos de aceites del área de estudio, 48.7% para el grupo almacenado en Cenozoico y 39.8% para los almacenados en mesozoico. (b). Los compuestos pesados, i.e. Resinas + Asfaltenos son los de más alto peso molecular en los aceites. Su proporción se incrementa conforme los hidrocarburos saturados disminuyen. Para los aceites almacenados en Mesozoico el promedio es 29.3%, mayor que el promedio de 22.7% presente en los aceites almacenados en Cenozoico.

90

El comportamiento para los hidrocarburos saturados, Figura 6.17(a), y,

resinas y asfaltenos, Figura 6.17 (b), es similar al contenido de azufre. En el cual

los valores promedio dividen a los dos grupos de aceites para el área “A” de la

Cuenca de Chicontepec (Mesozoico y Cenozoico).

Para una mejor apreciación se realizó una gráfica (Figura 6.18) de las

propiedades de masa de los crudos dentro del grupo “A”, con respecto al rango de

dispersión composicional de las muestras almacenadas en rocas mesozoicas y

cenozoicas. Además una tabla con valores promedio (ver tabla 6.1) de los

resultados obtenidos de los análisis geoquímicos y él cálculo de algunos

parámetros. Donde solo las propiedades de masa marcan diferencias entre los

dos grupos de aceites y en cuanto a la composición molecular no se puede

diferenciar las edades de los crudos en Chicontepec.

D13 C

D 13CR +A

R +AHAHAHSHSSSAPIAPI

706050403020100

-10-20-30

Mes

ozoi

co

Mes

ozoi

co

Mes

ozoi

co

Mes

ozoi

co

Mes

ozoi

co

Mes

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Cen

ozoi

co

D13 C

D 13CR +A

R +AHAHAHSHSSSAPIAPI

706050403020100

-10-20-30

Mes

ozoi

co

Mes

ozoi

co

Mes

ozoi

co

Mes

ozoi

co

Mes

ozoi

co

Mes

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Cen

ozoi

co

Figura 6.18 Dispersión de las propiedades de masa de los aceites del área “A”. Para todas las propiedades de masa, las muestras almacenadas en rocas cenozoicas presentan mayor dispersión composicional que las mesozoicas; esta diferencia en la dispersión composicional es representativa de aceites almacenados en rocas terrígenas vs. Carbonatadas de cualquier área a nivel mundial. Cada barra vertical representa el rango de distribución de las muestras para la propiedad composicional respectiva. La barra horizontal dentro de cada barra vertical indica la posición de la mediana. API indica gravedad API; S, azufre; HS, hidrocarburos saturados; HA, hidrocarburos aromáticos; R+A, resinas mas asfaltenos; D13C (= δ 13C), valor isotópico de carbono 13C.

91

Tabla 6.1 Valores promedio de datos geoquímicos para los aceites almacenados en rocas mesozoicas y en rocas cenozoicas del área “A”. Las diferencias significativas entre crudos almacenados en Mesozoico y Cenozoico, se presentan en los datos de masa (i.e. API, azufre, HS, HA, R+A). Con base en datos moleculares (i.e. de cromatografía de gas y biomarcadores) es casi imposible distinguir los dos grupos de aceites por edad de la roca almacenadora.

ParámetrosAceites Cenozoicos Aceites Mesozoicos

Profundidad (mbnm) -1245.46 -2072.77API 41.42 29.81S (%) 0.88 1.94HS (%) 48.71 39.75HA (%) 28.57 31.00R+A (%) 22.71 29.25δ13C (%o) -27.40 -27.62Pr/Fi 1.052 0.92Pristano/n -C17 0.324 0.31Fitano/n -C18 0.396 0.42ICP 1.012 1.0024/4/26/3 1.30 1.36C29/C30 1.06 1.12C31 (%) 37.61 37.50C32 (%) 23.35 23.01C33 (%) 16.26 16.21C34 (%) 10.50 10.51C35 (%) 12.28 12.77C35/C34 1.17 1.21522S/(22S+22R) en C32 0.59 0.62Ts/(Ts+Tm) 0.35 0.34C29Ts/C29 0.16 0.16Indice Oleanano 0.07 0.06abb/(abb+aaa) en C29 0.56 0.5920S/(20S+20R) en C29 0.39 0.39Indice Diasteranos 0.75 0.77

VALORES PROMEDIO ÁREA A

* Para nomenclatura ver apéndice 1.

6.3.5.2 Datos del Área “B” de Chicontepec

De forma comparativa para el área “B” los valores promedios de los aceites

almacenados en rocas del Mesozoico y Cenozoico (Tabla 6.2) muestran

92

discrepancias más relacionadas a cambios en los parámetros en masa, de los

datos moleculares; al igual que en el área “A” es difícil distar los grupos de aceites

de acuerdo a su edad.

Con los resultados obtenidos de biomarcadores no se considera algún

desplazamiento composicional entre los crudos de ésta área; de los parámetros en

masa se identifican a los aceites almacenados en Cenozoico y Mesozoico pero no

muestran una tendencia de la madurez con respecto a la profundidad, mencionado

anteriormente al referenciar la Figura 6.14.

Tabla 6.2 Valores promedio de datos geoquímicos de los aceites correspondientes al área “B”.

ParámetrosAceites Cenozoicos Aceites Mesozoicos

Profundidad (mbnm) -1899.75 -2301.38API 24.67 26.01S (%) 2.46 2.26HS (%) 26.54 34.40HA (%) 30.00 28.40R+A (%) 43.38 37.20δ13C (%o) -27.79 -27.69Pr/Fi 0.83 0.84Pristano/n-C17 0.37 0.43Fitano/n-C18 0.48 0.55ICP 0.99 1.0024/4/26/3 1.87 1.72C29/C30 1.15 1.17C31 (%) 37.99 38.15C32 (%) 23.79 23.83C33 (%) 16.02 16.03C34 (%) 10.37 10.44C35 (%) 11.82 11.55C35/C34 1.14 1.1122S/(22S+22R) en C32 0.60 0.59Ts/(Ts+Tm) 0.30 0.31C29Ts/C29 0.14 0.14Indice Oleanano 0.07 0.06abb/(abb+aaa) en C29 0.59 0.5920S/(20S+20R) en C29 0.41 0.39Indice Diasteranos 0.75 0.78

VALORES PROMEDIO ÁREA B

93

La generación de aceite y gas dentro de los compartimientos más la

expansión térmica de los fluidos en los poros, eventualmente causa fracturamiento

en la cima del compartimiento del sello durante periodos de sepultamiento en la

cuenca. Los hidrocarburos y otros fluidos en los poros se mueven verticalmente en

los sedimentos suprayacentes a bajas presiones y se acumulan en las trampas

estratigráficas y estructurales más cercanas. El fracturamiento en el sello causa

una baja de presión acelerando el rompimiento de un punto dentro del

compartimiento de fluidos. Después este se resella y se construye otra grieta

gracias a la presión. Este proceso de la ruptura del sello seguido por el

movimiento del fluido y resellando se cree pueden ocurrir periódicamente ciclos

que toman algunos miles de años.

Klemme y Ulmishek (1988), han estimado que menos del 30% de nuestras

reservas convencionales de aceite y gas a nivel mundial han migrado hacia arriba

de sus rocas fuente. El porcentaje de aceite y gas generado en rocas

sobrepresionadas probablemente excede esta cantidad porque el petróleo es

generado a partir de varios compartimentos de fluidos como en el oeste de Liberia.

Probablemente los fluidos en los poros circulan dentro de sus compartimentos

como se ha sugerido por análisis mineralógicos previamente mencionados y la

línea recta del gradiente de presión con respecto a la profundidad observada en

las mediciones de RFT (Herramienta de saturación de Yacimientos) a través de

los compartimentos. Pero los fluidos de los poros no pueden dejar su volumen

limitado por un sello sin desarrollar la suficiente presión para romper a través de la

cima del sello. Así mismo, los fluidos externos de la superficie no pueden penetrar

estos compartimientos, así los aceites compartamentalizados no pueden ser

biodegradados.

El concepto de que el petróleo es generado en compartimientos de fluidos

limitados por un sello podría haber sido previsto por estudios de porosidad hechos

en la década pasada. Considerablemente el Dióxido de carbono es liberado por el

kerógeno en la ventana de generación del petróleo, por los picos de la reflectancia

94

de la vitrinita (Ro %) de aproximadamente 0.9% Schmidt y McDonald (1979, in:

Hunt, 1990) notan que el CO2 es liberado por el intervalo que se crea por la

porosidad secundaria en las rocas circundantes causado por el amplio volumen de

carbonato disuelto. Como este carbonato en disolución se mueve arriba, se

precipita con la máxima carbonización de una reflectancia de vitrinita de 0.4 a

0.5% Schmidt y McDonald (1979) llaman a esta zona de enriquecimiento de

carbonato una “cortina de carbonato”. Los valores de la reflectancia de la vitrinita

citados para esta cortina ocurren justo antes del inicio de la ventana de generación

del petróleo, exactamente donde se han encontrado en la actualidad la cima de los

sellos de carbonato mineralizado de estos compartimientos de presión.

Generalizando, la literatura menciona que la generación de hidrocarburos

es uno de los esfuerzos que causa incremento en la presión de los fluidos; por lo

tanto las sobrepresiones ocurren a profundidades promedio a los 3000 metros. De

acuerdo a las condiciones geológicas y caracterización geoquímica de la Cuenca

de Chicontepec descritas durante el presente estudio, se define un intervalo donde

se aprecia muy bien la separación entre los aceites almacenados en el Mesozoico

y Cenozoico; es aquí donde probablemente se tomara de base las presiones

anormales en los compartimientos de fluidos para fundamentarse en la hipótesis

de la presencia de un sello de presión (ver Figura 6.19); al igual que en la Cuenca

Columbus de Trinidad y el Campo Handil de Indonesia, los aceites de Chicontepec

son más ligeros hacia la parte de arriba (este incremento de la gravedad API para

los aceites cenozoicos es por fraccionación evaporativa); donde los crudos indican

que han sido emplazados por migración vertical de rocas generadoras en los

compartimientos presurizados. (Figura 6.20)

95

ZoZo frfr

5545352515

-1000

-2000

-3000

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)



Posible sello de presión en el área “A”

na de accionación evaporativa

Zona de madurez

5545352515

-1000

-2000

-3000

Gravedad API

Prof

undi

dad

(mbn

m)



Posible sello de presión en el área “A”

na de accionación evaporativa

Zona de madurez

Figura 6.19 Hipótesis de la existencia de un sello de presión del área “A” en la Cuenca de Chicontepec.

Cabe mencionar que en 1975, Bradley nota que los sellos hidráulicos son

vistos en forma tridimensional, es decir completamente sellados los

compartimientos. Las diferencias de presión en los límites de los compartimentos

no pueden ser mantenidos a menos que el sistema sea rodeado completamente

por un sello. El término sello se refiere a la zona de rocas que sean capaces de

sellar hidráulicamente, esto es, impiden el flujo de aceite, gas y agua. El término

no se refiere a los sellos capilares en el cual impiden el movimiento de

hidrocarburos pero permiten el paso a través del agua (Schowalter, 1979).

En lugar de eso, el término se refiere a los sellos que impiden

esencialmente cualquier movimiento de fluido en el poro, sobre intervalos

substanciales de tiempo geológico (siempre relacionado a series geológicas bien

definidas).

96

��

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones



Área “A”

GOLFO DEMÉXICO

��

Cerro Azul

Tuxpan

Cazones



Área “A”

GOLFO DEMÉXICO

Figura 6.20 Área donde los aceites almacenados en rocas del Mesozoico presentan madurez, y los almacenados en rocas Cenozoicas fraccionación evaporativa.

Al identificar las diferencias con los patrones geológicos para Chicontepec e

integrarlas con los datos de producción se podría contribuir al reconocimiento de

compartimientos a través de las variaciones en la composición de los

hidrocarburos; por lo tanto se realizó la Figura 6.21; donde la gráfica muestra

exclusivamente datos de pozos con producción en rocas cenozoicas; de los pozos

con producción en mesozoico no hubo datos de presión disponibles. De ser

97

correcta la hipótesis, el Mesozoico del área “A” debe presentar un gradiente de

presión mayor que el Cenozoico de la misma área.

m)

m)

bnbn

d (m

d (m

dada

ndi

ndi

ofu

ofu

PP

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

-2500

-2000

-1500

-1000

r

Presión (psi)

+

Datos del área “A”,Niveles cenozoicos

Datos fuera del área “A”,Niveles cenozoicos

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000-2500

-2000

-1500

-1000

r

Presión (psi)

+

Datos del área “A”,Niveles cenozoicos

Datos fuera del área “A”,Niveles cenozoicos

Figura 6.21 Tendencia de presión (psi) en pozos de Chicontepec. Los pozos indicados con círculo abierto corresponden al área “A”, en donde ocurre simultáneamente madurez (Mesozoico) y fraccionación evaporativa (Cenozoico) de los aceites crudos.

6.3.5.3 Biomarcadores del Área “A”

Las gráficas siguientes son de biomarcadores del Área “A”. En todas estas

gráficas, la tendencia de madurez vs. Profundidad en las muestras mesozoicas

esta ausente. Con biomarcadores tampoco se observa que los aceites

almacenados en Cenozoico estén desplazados composicionalmente respecto a

los mesozoicos; por ejemplo, los valores promedio de los parámetros de

biomarcadores son idénticos o casi idénticos para las muestras cenozoicas y para

las mesozoicas. En estas gráficas la única diferencia clara entre aceites

cenozoicos y mesozoicos es la profundidad. Por lo tanto, una conclusión factible

es que el proceso o procesos naturales de diferencias de presión en el Área “A”,

98

no afectaron a los biomarcadores de manera significativa, como es el caso de las

propiedades de masa Ver Figuras 6.22 (a), (b) y Figura 6.23 (a), (b).

0.400.350.300.25

-1000

-2000

-3000

Prof

undi

dad

(mbn

m)

Ts/(Ts+Tm)

Aceites almacenados en rocas cenozoicas; Promedio = 0.35

Aceites almacenados en rocas mesozoicas; Promedio = 0.36

0.400.350.300.25

-1000

-2000

-3000

Prof

undi

dad

(mbn

m)

Ts/(Ts+Tm)



0.11 0.12 0.13 0.14 0.15 0.16 0.17-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)

C29Ts/(C29+C29Ts)



0.11 0.12 0.13 0.14 0.15 0.16 0.17-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)

C29Ts/(C29+C29Ts)



(a)

(b)

0.400.350.300.25

-1000

-2000

-3000

Prof

undi

dad

(mbn

m)

Ts/(Ts+Tm)



0.400.350.300.25

-1000

-2000

-3000

Prof

undi

dad

(mbn

m)

Ts/(Ts+Tm)



0.11 0.12 0.13 0.14 0.15 0.16 0.17-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)

C29Ts/(C29+C29Ts)



0.11 0.12 0.13 0.14 0.15 0.16 0.17-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)

C29Ts/(C29+C29Ts)



(a)

(b)

Figura 6.22 (a) Valores promedio de Ts/(Ts + Tm) para aceites cenozoicos de 0.35 y para mesozoicos 0.36. Nótese que no existe correlación estadística entre el parámetro de madurez y la profundidad. (b). Los valores de esteranos C29Ts/ (C29 + C29 Ts) son iguales para los dos grupos de aceites del área “A”. No se observa correlación entre los parámetros graficados.

99

0.5 0.6 0.7-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)

22S/(22S+22R) Hopanos C32



0.5 0.6 0.7-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)




(a)

0.37 0.38 0.39 0.40 0.41-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)

20S/(20S+20R) Esteranos C29



0.37 0.38 0.39 0.40 0.41-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)




(b)

0.5 0.6 0.7-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)




0.5 0.6 0.7-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)




(a)

0.37 0.38 0.39 0.40 0.41-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)




0.37 0.38 0.39 0.40 0.41-3000

-2000

-1000

Prof

undi

dad

(mbn

m)




(b)

Figura 6.23 (a) Los crudos almacenados en rocas cenozoicas tiene un promedio de 0.59 y los almacenados en rocas mesozoicas el promedio es de 0.62, para los hopanos en C32 22S/(22S + 22R). (b) En los esteranos C29 20S/ (20S + 20R) no se observa tendencias de madurez vs profundidad para los crudos en el mesozoico.

100

GeoGeocuecueyacyac

Análisis químicos rutinarios Análisis químicos rutinarios + +

Muestreo de aceite crudo, Muestreo de aceite crudo, bitumen, gas natural, bitumen, gas natural,

yy/o materia orgánica particulada

6.4 Síntesis: Producto Generado

A nivel de estudios de exploración y producción petrolera, la presente

investigación se considera como la primera realizada en su tipo en México; en el

que se identifica la posible existencia de un sello de presión mediante geoquímica

de aceites crudos. Debido a la no disponibilidad de datos de presión en el intervalo

mesozoico del área de estudio, la propuesta para el caso específico de

Chicontepec queda a nivel de especulación (según definición de “especulación” en

Ciencias de la Tierra en Van Loon, 2004). Existen, sin embargo, procedimientos

para validar una especulación de esta naturaleza, por lo cual, ya como

generalización (no específica para Chicontepec), él producto puede considerarse

una hipótesis. La aplicación práctica de dicha hipótesis requiere el soporte de un

marco general, en este caso de Geoquímica de Cuencas. Cualquier estudio de

Geoquímica de Cuencas sigue la secuencia descrita gráficamente en la Figura

6.24.

M s

Base de datos: Geofísica Geología

Geoquímica Ingeniería

Estadísticas uestras disponible

Validación e interpretación Validación e interpretación de datos analíticos crudos de datos analíticos crudos

Metodología de Metodología de química del Petróleo: química del Petróleo: ncas sedimentarias, ncas sedimentarias,

imientos individuales y/o

imientos individuales y/o

i di id li di id l

Generación de Generación de especulaciones, especulaciones,

hipótesis hipótesis y/o modelos geoquímicos y/o modelos geoquímicos

implantación y desarrollo implantación y desarrollo de métodos de laboratorio de métodos de laboratorio

101 101

Figura 6.24. Diagrama de flujo para estudios de Geoquímica del Petróleo. Los proyectos de investigación por lo general incluyen todos los cuadros del diagrama de flujo, con mayor énfasis en algún cuadro dependiendo del objetivo del proyecto. Cuando el proyecto es de aplicación, las especulaciones, hipótesis y/o modelos pueden pasar directamente a enriquecer la base de datos, sin que necesariamente haya impacto en la metodología de Geoquímica del Petróleo. Modificado de Rosales et al. (2001).

La identificación de sellos de presión mediante geoquímica de aceites

crudos queda enmarcada dentro de la secuencia general presentada en la figura

anterior. El procedimiento siguiente sistematiza la identificación de sellos de

presión, utilizando geoquímica de aceites crudos y su integración con información

geológica y de ingeniería:

1. Integrar una base de datos pertinente al objetivo particular del proyecto,

incluyendo geofísica, geología, geoquímica, ingeniería y muestras disponibles.

2. Planear el muestreo de acuerdo con la zona específica de la cuenca de interés,

considerando problemas geoquímicos conocidos y potenciales. Con frecuencia

la construcción de especulaciones, hipótesis y modelos geoquímicos requiere

conocer la geología estructural y estratigrafía del área de estudio. Para un

trabajo que incluya la detección de posibles sellos de presión, se requiere

muestreo en un área extensa, posiblemente en un marco geológico que incluya

subsidencia.

3. Realizar el muestreo. A menos que haya motivos especiales, evitar el muestreo

de aceite en pozos produciendo en más de un intervalo de profundidad. De lo

contrario se incrementa la posibilidad de estudiar mezclas artificiales del fluido.

El muestreo geoquímico de aceite crudo de producción puede hacerse

siguiendo la técnica propuesta en Rosales et al. (2001), que incluye colectar

todas las muestras en una sola campaña de muestreo.

4. Planear y ejecutar los análisis de laboratorio. En el caso específico de sellos de

102

presión los análisis estándar son las propiedades de masa, como ha mostrado

el presente trabajo; posiblemente algunos análisis moleculares también

contribuyan a detectar sellos de presión, aunque esto no se observó durante

este trabajo. En cualquier estudio de Geoquímica del Petróleo es relevante

hacer lo posible por analizar las muestras problema en un sólo lote o “batch”,

para ayudar a evitar errores analíticos.

5. Validar estadísticamente y geológicamente los resultados analíticos.

Comprobar que dichos resultados cumplen los requisitos de reproducibilidad y

repetibilidad, y que se integran en forma lógica a la geología conocida.

6. Identificar las alteraciones del aceite durante la producción, incluyendo su

respectivo grado de intensidad. El desasfaltado, por ejemplo, puede cambiar

significativamente la composición general del aceite crudo, que es una

propiedad de masa útil para identificar sellos de presión.

7. Identificar las alteraciones naturales y su respectivo grado de intensidad,

específicamente madurez y efecto geocromatográfico. Los aceites

almacenados debajo del sello de presión pueden mostrar la tendencia normal

de madurez, mientras que los almacenados sobre el sello no presentarán dicha

tendencia y en su lugar mostrarán la influencia del efecto geocromatográfico.

Las gráficas de propiedades de masa vs. profundidad deberán mostrar

correlación con los datos de presión vs. profundidad, todo en un marco

geológico consistente.

103

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Las gravedades API de los aceites en la Cuenca de Chicontepec presentan

como valor mínimo 12.6° (crudo pesado) y valor máximo 50.6° (crudo muy

ligero), con promedio de 31° API (crudo ligero tendiendo a medio). En el

área predominan los crudos medios y ligeros entre 20° y 40° API.

Para la mayoría de los aceites analizados existe una relación directa entre

el contenido de azufre y la gravedad API, lo que es usual en muchas áreas

petroleras. Aún cuando predominan los crudos normales y ligeros, el

contenido de azufre para gran parte de las muestras está por arriba de 0.5

%.

El índice de preferencia de carbono (IPC) sugiere que 79 % de los aceites

almacenados en Mesozoico y 70 % de los almacenados en Cenozoico,

fueron generados por rocas carbonatadas. Dicha tendencia es apoyada por

los contenidos relativos de biomarcadores saturados (% de esteranos C27-

C28-C29).

La columna geológica mesozoica es predominantemente carbonatada,

mientras que en la cenozoica predominan las rocas silisiclásticas. Es decir

que aún cuando el número de aceites que proviene de yacimientos

cenozoicos es predominante, probablemente el mayor volumen de petróleo

fue expulsado por rocas generadoras mesozoicas. Aunque las estrategias

actuales de PEMEX en el área de Chicontepec están encausadas a la

producción de horizontes del terciario no se debe descartar el potencial que

representa el Cretácico Medio-Superior en la cuenca.

Las propiedades de masa gravedad API y el contenido de azufre y los

parámetros moleculares Ts/(Ts/Tm), C29Ts/(C29 + C29Ts) y

104

C3222S/(22S+22R) demuestran una mayor madurez térmica del

comportamiento de los aceites hacia una parte de la zona norte y centro-

occidental del área.

Las gravedades API más altas se presentan en los intervalos productores

someros, y similarmente se cuenta, con aceites de gravedad API menor.

Por consiguiente, no hay una tendencia definida de la madurez térmica de

los aceites con la profundidad.

Se sugiere la existencia de un sello de presión en la zona central del área

de estudio (aquí llamada “Área A”), localizado entre el límite Mesozoico -

Cenozoico. El marco geológico para la existencia de dicho sello en la zona

citada, es el adecuado según la literatura publicada. La evidencia

geoquímica sugiriendo la existencia de dicho sello, consiste en el contraste

de tendencias composicionales de los crudos de esa zona.

El proceso o procesos naturales de diferencias de presión en el Área “A”,

no afectaron a los biomarcadores de manera significativa, como es el caso

de las propiedades de masa.

Mientras los aceites almacenados en Mesozoico presentan alteración

predominantemente debida a la madurez, la alteración predominante de los

almacenados en Cenozoico es la fraccionación evaporativa. Esta

fraccionación es resultado del efecto geocromatográfico durante la

migración secundaria, que no se observa en los crudos almacenados en

Mesozoico.

La comprobación de la hipótesis que aquí se propone respecto a la

existencia de un sello de presión, puede lograrse integrando los resultados

geoquímicos, con datos de presión de fondo en horizontes de rocas del

Mesozoico y Cenozoico. Durante esta investigación solamente se tuvieron

105

disponibles datos de presión del Cenozoico, por lo que no fue posible

determinar mediante información física la existencia de un cambio en el

comportamiento de la presión respecto al Mesozoico. Se recomienda hacer

la integración de datos pertinentes para corroborar, modificar o desechar la

hipótesis propuesta.

106

GLOSARIO Abanico submarino Acumulación de materiales en las proximidades de la desembocadura de un cañón submarino en los fondos oceánicos. Aceite crudo Parte líquida del petróleo hasta que el refinamiento artificial modifique su composición original. Aceite ligero Aceite con una gravedad de 35º a 45º API. Aceite pesado Aceite de baja gravedad API (menos de 15º ó 20° API). Los aceites pesados pueden formarse de dos maneras: por biodegradación de crudos normales, y como aceites generados de kerógeno ricos en azufre. Alcano Hidrocarburo saturado. Todos los enlaces carbono-carbono de estos compuestos son enlaces simples. Alcanos normales Alcanos de cadena recta (aquellos que no contienen anillos o ramificaciones). También llamados n-alcanos. Anóxico a).- Condiciones donde el O2 es ausente. b).- Condiciones donde la concentración de O2 es muy baja (menos de 0.1 ml/lt de agua). BPD (barriles por día) Número de barriles de aceite que produce un pozo en un periodo de 24 horas, normalmente se toma una cifra promedio de un periodo de tiempo largo. Condensado Cualquier mezcla de hidrocarburos relativamente ligeros que permanecen líquidos a temperatura y presión normales. Tendrán alguna cantidad de propano y butano disueltos en el condensado. A diferencia del aceite crudo, tienen poca o ninguna cantidad de hidrocarburos pesados de los que constituyen el combustible pesado. Hay tres fuentes principales de condensado. a).- Los hidrocarburos líquidos que se separan cuando el gas crudo es tratado. Este condensado típicamente consiste de C5 a C8. b).- Los hidrocarburos líquidos provenientes del gas no asociado que son recuperados en la superficie. c).- Los hidrocarburos líquidos que provienen de los yacimientos de gas/condensado. Estos pueden ser apenas distinguibles de un crudo ligero estabilizado. Discordancia Discontinuidad estratigráfica en la que no existe paralelismo entre los materiales infra y suprayacentes.

107

Discontinuidad estratigráfica Ausencia, por no sedimentación o por erosión, en la sucesión estratigráfica de materiales representativos de un lapso de tiempo. Falla Una estructura geológica que consiste de una fractura en la roca, a lo largo de la cual ha habido un perceptible deslizamiento. Fracciones ligeras Las fracciones de bajo peso molecular y bajo punto de ebullición que emerge de la parte superior de la columna de fraccionamiento durante la refinación del aceite. Fracciones pesadas También conocidas como productos pesados, estos son los aceites formados de moléculas grandes que emergen del fondo de una columna fraccionadora, durante la refinación del aceite. GCMS (Cromatografía de gases-espectrometría de masas) La cromatografía de gases separa compuestos orgánicos mientras que la espectometría de masas es usada como un detector que proporciona información estructural. Las interpretaciones de los biomarcadores dependen principalmente de los análisis de GCMS. Gradiente Litostático El incremento de la presión total con respecto a la profundidad causada por los granos de la roca y el agua, aproximadamente un promedio de 24.4 kPa/m (1.08 psi/pies). Gravedad API La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para expresar la gravedad específica de los aceites. Gravedad específica La relación de la densidad de una sustancia a determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C. Hidrocarburo Compuesto orgánico constituido exclusivamente por carbono e hidrógeno. Los hidrocarburos se dividen en alifáticos y aromáticos. Hidrocarburos Saturados Aquellos en donde cada uno de los átomos de carbono, tiene su enlace cubierto por un átomo de hidrógeno (enlace sencillo), son estables y no reaccionan fácilmente. Hidrocarburos aromáticos Compuestos no saturados, en donde alternan enlaces simples y covalentes en una cadena cerrada de seis carbonos, formando un anillo denominado del benceno. Inmadura La materia orgánica que ha sido afectada por la diagénesis sin un efecto acentuado de temperatura (< 0.6% Ro), y es cuando se produce el gas microbiológico.

108

Kerógeno Es la fracción de la materia orgánica que permanece después de la extracción de la roca molida mediante solventes orgánico. El kerógeno se puede aislar de los carbonatos y silicatos que forman la roca, mediante tratamientos con ácidos inorgánicos, tales como HCL y HF. Litofacies Facies definida por sus características litológicas. Madura Térmicamente se encuentra dentro de la ventana del aceite y ha sido afectada por procesos térmicos que cubren los rangos de temperatura que generan aceite (0.6-1.35% Ro) esto es entre 60 a 150º C. Madurez térmica Se refiere a las importantes reacciones provocadas por la temperatura y el tiempo, que convierten la materia orgánica sedimentaria en aceite, gas húmedo y finalmente gas seco y pirobitumen. Materia orgánica Constituyentes biogénicos de las rocas sedimentarias, también conocida como materia orgánica sedimentaria. Está compuesta de kerógeno insoluble y bitumen o aceite soluble. Los diferentes tipos de materia orgánica dan diferentes productos en respuesta al incremento de temperatura sobre el tiempo geológico. Esta genera CO2, agua y aceite o gases hidrocarburos. Migración: Es el proceso mediante el cual los hidrocarburos se mueven de las rocas generadoras hacia las trampas. Petróleo El nombre se deriva del latín, oleum, presente en forma natural en rocas, petra. El petróleo es una mezcla compleja de hidrocarburos gaseosos, líquidos y sólidos; que puede contener azufre, oxígeno, nitrógeno, cloruro de sodio, así como vestigios de compuestos de hierro, níquel, vanadio y otros metales. Pozo Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a efecto de explorar o para extraer aceite o gas. Presión anormal Cualquier desviación a partir de la presión hidrostática. Rango de las sobrepresiones es sobre los 12 kPa/m (0.53 psi/pies), y presiones mínimas con rangos por debajo de 9.8 kPa/m (0.43 psi/pies). Presión hidrostática La fuerza ejercida por un fluido en reposo, se incrementa directamente con la densidad y la profundidad y se expresa en KPa o en psi. La presión hidrostática del agua dulce es de 9.792 kPa/m (0.433 psi/pies). Pristano Hidrocarburo isoprenoide que contiene 19 átomos de carbono.

109

Resinas y asfaltenos También reciben el nombre de compuestos heteroatómicos, pues contienen además cantidades apreciables de nitógeno, azufre y oxígeno, estos compuestos son sólidos y constituyen las moléculas más pesadas en los aceites Reservas probadas La cantidad de aceite y gas que se estima recuperable de campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes. Residuo Los componentes pesados, no volátiles, del crudo que fluyen del fondo de la columna de fraccionamiento durante la destilación fraccionada. Trampa Estructura geológica en la cual se acumulan hidrocarburos para formar un campo de aceite o gas. Trampa estratigráfica Trampa de hidrocarburos formada durante la sedimentación y en la cual los hidrocarburos fueron encapsulados como resultado del cambio de roca de porosa a no porosa, en lugar del plegamiento o falla de los estratos de roca. Trampa estructural Trampa de hidrocarburos formada por la distorsión de estratos de roca por movimientos de la corteza terrestre. Turbiditas Capa de sedimentos detríticos depositados de una vez por una corriente de turbidez. Ventana del petróleo Es la zona de madurez sobre la cual los aceites son generados de las rocas generadoras. Esta igual a un índice en el color de la espora en un rango de 3.5-9 (escala 1-10) y una Ro de 0.5-1.3, y esta es de primaria a tardía. Yacimiento Acumulación de aceite y/o gas en roca porosa tal como arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (aceite, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el aceite la parte intermedia y el agua la parte inferior.

110

Referencias

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