Información Geológica Veracruz
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~ 1 ~ Provincia Petrolera Veracruz Pemex Exploración y Producción Subdirección de Exploración Versión 2.0, 2013
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Información Geológica Veracruz
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~ 1 ~
Provincia Petrolera Veracruz
Pemex Exploración y Producción
Subdirección de Exploración
Versión 2.0, 2013
~ 2 ~
Director de Pemex Exploración y Producción
Carlos A. Morales Gil
Subdirector de Exploración
J. Antonio Escalera Alcocer
Gerente de Estudios Regionales
Guillermo Mora Oropeza
Activo de Exploración Tampico-Misantla-Golfo
José Guadalupe Galicia Barrios
Ignacio Pereznegrón Zarco
Activo Integral Veracruz
Miguel Ángel Hernández García
Equipo de Trabajo
Martín Martínez Medrano
Emilio Vázquez Covarrubias
Jaime Patiño Ruiz
Juan Rogelio Román Ramos
Lourdes Clara Valdés
Ulises Hernández Romano
Fernando Navarro Baca
~ 3 ~
Contenido
1. Ubicación .................................................................................................................. 5
2. Marco tectónico estructural ....................................................................................... 6
2.1 Geología estructural ..................................................................................................... 6
2.2 Evolución tectónica estructural .................................................................................... 7
3. Marco estratigráfico y ambientes de depósito .......................................................... 10
4. Sistemas Petroleros ................................................................................................. 18
4.1 Sistema Petrolero Cretácico Medio – Cretácico Medio-Superior (!) .......................... 19
4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Cretácico Medio – Cretácico Medio-Superior (!)
....................................................................................................................................... 19
4.1.2 Procesos del Sistema Petrolero Cretácico Medio – Cretácico Medio-Superior (!)
....................................................................................................................................... 22
4.2 Sistema Petrolero Tithoniano – Eoceno (!) ................................................................. 23
4.2.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano – Eoceno (!) .................................. 23
4.2.2 Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano – Eoceno (!) ..................................... 26
4.3 Sistema Petrolero Tithoniano- Neógeno (!)................................................................ 26
4.3.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano- Neógeno (!) ................................. 26
4.3.2 Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano- Neógeno (!) .................................... 28
4.4 Sistema Petrolero Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!).......................... 28
4.4.1 Elementos del Sistema Petrolero Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)
....................................................................................................................................... 28
4.4.2 Procesos de sistema petrolero Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)
....................................................................................................................................... 30
~ 4 ~
4.5 Extensión geográfica de los sistemas petroleros Cretácico Medio – Cretácico Medio-
Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano- Neógeno (!) y Mioceno inferior-
Mioceno superior-Plioceno (!) .......................................................................................... 30
4.6 Extensión estratigráfica de los sistemas petroleros Cretácico Medio – Cretácico
Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano- Neógeno (!) y Mioceno inferior-
Mioceno superior-Plioceno (!) .......................................................................................... 31
4.7 Extensión temporal de los Sistema Petroleros Cretácico Medio – Cretácico Medio-
Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano- Neógeno (!) y Mioceno inferior-
Mioceno superior-Plioceno (!) .......................................................................................... 32
5. Producción y reservas 3P ........................................................................................ 33
6. Recursos prospectivos ............................................................................................. 34
7. Bibliografía .............................................................................................................. 35
Figuras ........................................................................................................................ 36
Glosario ...................................................................................................................... 38
~ 5 ~
Provincia Petrolera Veracruz
1. Ubicación
La Provincia Petrolera Veracruz se ubica en el oriente de México, quedando comprendida en su
mayor parte en el estado de Veracruz y se extiende hacia la plataforma continental, cubre un área
aproximada de 38,000 Km². Limita al norte con la Provincia Geológica Faja Volcánica
Transmexicana, al sur - sureste con la Provincia Petrolera Sureste, al este-noreste con la Provincia
Geológica Cinturón Extensional Quetzalcóatl y al occidente con la Provincia Petrolera Cinturón
Plegado de la Sierra Madre Oriental (Fig. 1).
Figura 1. Mapa de ubicación de la Provincia Petrolera Veracruz.
~ 6 ~
2. Marco tectónico estructural
2.1 Geología estructural
El marco estructural de esta provincia está conformado por una porción sepultada del Cinturón
Plegado de la Sierra Madre Oriental conocido como Frente Tectónico Sepultado y la Cuenca
Terciaria de Veracruz. (Fig. 2). Desde el punto de vista económico-petrolero tienen importancia la
Cuenca Terciaria de Veracruz y el Frente Tectónico Sepultado, que son aquí los sectores
productores de gas y aceite y gas respectivamente.
Figura 2. Mapa y sección mostrando el marco estructural de la Provincia Petrolera Veracruz.
~ 7 ~
El Frente Tectónico Sepultado (FTS) conformado predominantemente por rocas carbonatadas de
la plataforma mesozoica de Córdoba, tiene producción de aceite y gas. Su arquitectura es
producto del evento orogénico laramídico que culminó en el Eoceno medio. Como parte de un
sistema compresivo el FTS está conformado por bloques de calizas cabalgantes sobre sedimentos
terrígenos terciarios, formando anticlinales cuyo eje principal está orientado NW-SE con cierre en
ambas direcciones y limitados por fallas inversas sub-paralelas a dicho eje, tienen vergencia al
noreste donde la superficie de despegue es el Cretácico Inferior.
La Cuenca Terciaria de Veracruz (CTV) es una cuenca de antepaís que fue rellenada por una
secuencia siliciclástica alternante de lutitas, areniscas y conglomerados del Terciario,
suprayaciendo a las rocas carbonatadas mesozoicas y conformando una columna sedimentaria
meso-cenozoica de aproximadamente 12,000 m.
2.2 Evolución tectónica estructural
La evolución tectónica de la Provincia Petrolera Veracruz comenzó su historia con la apertura
Jurásica del Golfo de México, en donde actuaron fallas transformantes y de desplazamiento
lateral, por medio de las cuales el Bloque de Yucatán se desplazó al sureste (Fig. 3). Durante el
Cretácico Temprano, el área permaneció como un margen pasivo, cuya subsidencia estuvo
condicionada por el enfriamiento térmico de la corteza, desarrollándose hacia el occidente una
plataforma carbonatada de Córdoba (Fig. 4).
El evento tectónico laramídico deformó el occidente de la provincia a partir del Eoceno Medio y
ocasionó la formación de taludes inestables al W de la cuenca, provocando una sedimentación
intermitente de clásticos de talud y pie de talud (flujo de escombros), formándose así una cuenca
de antepaís a lo largo del margen oriental del Cinturón Plegado.
~ 8 ~
Figura 3. Mapa con la ubicación de la Provincia Petrolera Veracruz en el contexto tectónico regional del
Golfo durante el Jurásico Tardío (Modificado de Pindell, 2002).
Figura 4. Mapa paleogeográfico del Cretácico Temprano-Medio mostrando el ambiente de margen pasivo
(Prost et al., 2001).
5002500
Km
Área de
Estudio
200 m
200 m
Oro
gen
icLand
Doctor
1000 m
Cuenca de
Sabinas
2500m
Cuenca de
Maverick
Plataforma
San Marcos
300 m
900+
500m
700m
Shelf
edge
Área de
estudio
lutitaBasinal and lime mudstone
Levantamiento
de Sabinas
700m
2700m
2300m
850-1000m
1200m 2500m
Sal
1300m
Caliza Arcillosa
Limolitas and Evaporitas
Basamento expuesto Pre-Cretácico
Halita
Cuencas de lst. y lutitas
RudistasArrecifesedges
Plataforma
de Valles
1600 m
zona volcánica transversa
Proyectado
proved0 300
Km
Rio Grande
o
cuenca de
Burgos
300m
Actopan
Línea Dorada
1500m
Arrecife
Comanche
300 m
Plataforma
de Córdoba
Oro
gen
icLand
Doctor
1000 m
Cuenca de
Sabinas
2500m
Cuenca de
Maverick
Plataforma
San Marcos
300 m
900+
500m
700m
Shelf
edge
Área de
estudio
lutitaBasinal and lime mudstone
Levantamiento
de Sabinas
700m
2700m
2300m
850-1000m
1200m 2500m
Sal
1300m
Caliza Arcillosa
Limolitas and Evaporitas
Basamento expuesto Pre-Cretácico
Halita
Cuencas de lst. y lutitas
RudistasArrecifesedges
Plataforma
de Valles
1600 m
zona volcánica transversa
Proyectado
proved0 300
Km
0 300
Km
Rio Grande
o
cuenca de
Burgos
300m
Actopan
Línea Dorada
1500m
Arrecife
Comanche
300 m
Plataforma
de Córdoba
CUENCA VERACRUZ
Mudstone de Cuenca
Márgen de PlataformaFaja
de Oro
Limolitas y Evaporitas
Mudstone de Cuenca y Lutitas
~ 9 ~
Al continuar los esfuerzos compresivos sobre la plataforma de Córdoba durante el Eoceno-
Oligoceno, se desarrolló un alineamiento de cabalgamientos, generando una mayor subsidencia
de la cuenca por carga tectónica que duró hasta el Mioceno temprano. Para ese tiempo la
sedimentación continuaba con flujos de escombros sobre el talud y pie de talud, cuya principal
fuente de aporte fueron las rocas carbonatadas cretácicas del Cinturón Plegado de la Sierra
Madre Oriental. La inversión gradual de la cuenca inició durante el Mioceno temprano y alcanzó
su mayor desarrollo a finales del Mioceno medio. La inversión gradual de la cuenca inició durante
el Mioceno temprano y alcanzó su mayor desarrollo a finales del Mioceno medio, por un evento
tectónico asociado al establecimiento de la subducción de la Placa de Cocos en el sur-sureste, este
evento es correlacionable con el evento tectónico Chiapaneco.
La inversión de la cuenca se refleja también por dos sistemas de fallas, el primero corresponde al
sistema noroeste-sureste Víbora-Novillero, mientras que el segundo sistema se conforma por los
Altos de los Tuxtlas y Anegada, los cuales posiblemente corresponden a la actual expresión de la
Falla Transformante Occidental del Golfo (Prost et al., 2001).
Para el Mioceno tardío, cesa el levantamiento y la cuenca se colmata por medio de una secuencia
siliciclástica progradante de plataforma (Fig. 5). Durante este tiempo ocurren cambios en la
composición mineralógica y fuentes de aporte de los sedimentos, cambiando de compuestos
carbonatados (Paleógeno) a mezclas carbonatado-siliciclásticas en el Mioceno temprano y
finalmente a siliciclásticas con influencia volcánica del Mioceno medio al Plioceno.
~ 10 ~
Figura 5. Sección transversal restaurada mostrando la dinámica terciaria de la Provincia Petrolera
Veracruz.
3. Marco estratigráfico y ambientes de depósito
La columna estratigráfica de la Provincia Petrolera Veracruz está constituida por rocas mesozoicas
predominantemente carbonatadas y terciarias siliciclásticas, cuyo espesor total máximo se calcula
puede alcanzar 12,000 m. La presencia de las secuencias mesozoicas en el centro de la cuenca
terciaria se infiere por medio de los estudios geológicos realizados en la margen occidental, donde
estas rocas afloran en la Sierra de Zongolica o han sido penetradas por pozos exploratorios en la
Plataforma de Córdoba. La columna sedimentaria descansa sobre un basamento cristalino
complejo del Paleozoico-Triásico constituido de granitos y granodioritas con edades de 323 M.a
(Fig. 6). La primera secuencia sedimentaria está representada por lechos rojos, conglomerados y
limolitas continentales del Jurásico Medio correspondientes a la Formación Todos Santos
depositados sobre el basamento (Tarango-Ontiveros, 1985; Pemex-Chevron, 1993; Pemex-IMP-
~ 11 ~
Amoco, 1995; Rueda-Gaxiola, 2003), mientras que en algunas zonas (área Mata Espino) se ha
registrado la presencia de sal, cuya edad en otras cuencas se le relaciona al Calloviano (González-
Alvarado, 1980; Rico-Domínguez, 1980). Los primeros sedimentos marinos corresponden a calizas
areno-arcillosas, en partes oolíticas y calizas arcillosas dolomitizadas que se han correlacionado
con las formaciones San Pedro y San Andrés del Kimmeridgiano, que alcanzan espesores de 100 a
390 m. Estas rocas son sobreyacidas por calizas bituminosas de color gris oscuro a negro y calizas
areno-arcillosas con potencial generador de la Formación Tepexilotla del Tithoniano con espesor
promedio de 200 metros (Viniegra, 1965; González- Alvarado, 1980; Tarango-Ontiveros, 1985;
Pemex-IMP-Amoco, 1995).
Figura 6. Columna estratigráfica generalizada de la Provincia Petrolera Veracruz (Escalera y Hernández,
2010).
Otates
Unidades estratigráficas y litologíaPlataforma de Córdoba Cuenca Terciaria de Veracruz
Roc
a
gene
rado
ra
Pla
y Tipo de
trampaEve
ntos
tect
ónic
os
y Te
cton
o-
secu
enci
as
Todos Santos
?
San Pedro-San Andrés
Tepexilotla
Orizaba
Maltrata
Guzmantla de plataforma y pelágica
San Felipe
MéndezAtoyac
?
?
Velasco
Chicontepec
Aragón / Guayabal
Tantoyuca / Chapopote
Horcones
La Laja
Depósito
Encanto
Concepción
Pre
arco
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Incrementa
aporte de
material
volcánico
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IIII
Cretácico Inferior
Sal
Basamento
III
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ÓG
EN
O
SUPERIOR
INFERIOR
SUPERIOR
MEDIO
INFERIOR
PALEOCENO
EOCENO
OLIGOCENO
MIOCENO
PLIOCENO
Albiano
Aptiano
Barremiano
Hauteriviano
Valanginiano
Berriasiano
Tithoniano
Kimmeridgiano
Oxfordiano
Calloviano
Bathoniano
Bajociano
Aaleniano
Toarciano
Pliensbachiano
Sinamuriano
Hetangiano
Noriano
Carniano
Ladiniano
Anisiano
PiacenzianoZancleanoMessiniano
Tortoniano
SerravallianoLanghiano
Burdigaliano
Aquitaniano
Chattiano
Rupeliano
Priaboniano
Bartoniano
Lutetiano
Ypresiano
Thanetiano
Selandiano
Daniano
Maastrichtiano
Campaniano
Santoniano
Coniaciano
CUAT. PLEISTOCENO
Cenomaniano
Turoniano
Edad
EdadÉpocaEra /
Periodo
MEDIO
M E
S O
Z O
I C
O
Rhaetiano
SUPERIOR
MEDIO
Olenekiano
InduanoINFERIOR
PALEOZOICO
Xonamanca - Cretácico Inferior
Mar
gen
Pas
iva
~ 12 ~
El Cretácico Inferior (Formación Xonamanca) está constituido por calizas arenosas con influencia
volcánica, calizas pelíticas y calizas de plataforma dolomíticas con intercalaciones de evaporitas en
el área de la Plataforma de Córdoba, mientras que hacia las zonas de cuenca al este y oeste se
encuentran calizas pelágicas (Formación Tamaulipas Inferior) en partes con influencia volcánica de
dacitas y andesitas conformando litarenitas con espesores entre 300 y 400 m (Fig. 7).
Figura 7. Mapa Paleogeográfico del Hauteriviano-Aptiano.
El Albiano-Cenomaniano (Formación Orizaba) está formado por calizas de plataforma del tipo
mudstone, wackestone, packstone y grainstone de miliólidos intercalados con dolomías y
anhidritas, cuyo espesor varía entre 1,000 y 2,000 m y que estratigráficamente correlacionan con
las calizas pelágicas de estratificación delgada y nódulos de pedernal (Formación Tamaulipas
Superior) al occidente en la Depresión de Chicahuaxtla (Fig.8).
El Turoniano (Formación Maltrata) está conformado por mudstone y wackestone arcillosos
laminados con foraminíferos planctónicos depositados en condiciones anóxicas y cuyos espesores
varían entre 50 y 150 m, esta unidad litoestratigráfica representa una superficie de máxima
inundación, la cual ahoga la porción oriental de la plataforma desarrollada durante el Albiano-
Cenomaniano, (Fig. 9).
~ 13 ~
Figura 8. Mapa Paleogeográfico del Albiano-Cenomaniano.
Figura 9. Mapa Paleogeográfico del Turoniano.
~ 14 ~
El Coniaciano-Santoniano (Formación Guzmantla) en el área de la Plataforma de Córdoba, se
define por grainstone-packstone de ooides depositados en bancos de arenas calcáreas en la parte
inferior, la parte superior está compuesta por wackestone y packstone de calcisferúlidos cuya
matriz está compuesta por cocolitofóridos y foraminíferos planctónicos depositados en las facies
externas de una plataforma. La secuencia de plataforma muestra evidencias de karsticidad, tales
como microcavidades y fracturas rellenas con limo vadoso las cuales tienen su mejor desarrollo
hacia el borde de la plataforma, su espesor puede alcanzar 1,200 m.
El Campaniano (Formación San Felipe) está parcialmente erosionado en el área de la Plataforma
de Córdoba, consiste de flujos de escombros depositados en el talud y pie de talud, formados por
conglomerados y brechas cuyos clastos son de composición calcárea, esta cambia en la parte
superior a mudstone y wackestone-packstone de foraminíferos planctónicos con aporte variable
de arcilla con espesores entre 200 y 500 m. El ambiente de depósito corresponde a talud-cuenca
(Fig.10).
Figura 10. Mapa Paleogeográfico del Campaniano.
El Maastrichtiano está representado en la Plataforma de Córdoba por calizas bioclásticas
(Formación Atoyac) con espesores hasta de 1,200 m y los ambientes de cuenca corresponden a
flujos turbidíticos en los que se encuentran conglomerados, margas y lutitas (Formación Méndez),
con espesores de 200 m (Fig.11).
~ 15 ~
Figura 11. Mapa Paleogeográfico del Maastrichtiano.
El Paleoceno es una secuencia tipo “flysch” donde predominan areniscas de grano fino a medio y
lutitas calcáreas, también se tienen conglomerados de composición ígnea y metamórfica
(Formaciones Velasco y Chicontepec) con espesores hasta de 1,000 m el ambiente corresponde a
facies profundas, las cuales se presentan principalmente en el occidente de la Cuenca Terciaria (De
la Fuente-Navarro, 1959) (Fig.12).
Al oriente del Frente Tectónico el Eoceno inferior (Formación Aragón) está compuesto por
areniscas de grano medio a conglomerática, lutitas y algunos intervalos de conglomerados de
caliza color crema y café, cuyo espesor alcanza 600 m, su ambiente es de talud.
El Eoceno medio (Formación Guayabal) está representado en su parte inferior por flujos de
escombros que se intercalan con areniscas y conglomerados turbidíticos depositados en abanicos
de pie de talud y piso de cuenca. Hacia su cima se encuentran lutitas gris y gris verdoso
bentonítica y plástica ligeramente arenosa, alterna con pequeños horizontes delgados de arenisca
calcárea de colores gris de grano fino a medio con trazas de bentonita verde. Se le considera un
espesor promedio mayor a los 500 m y son de paleobatimetría batial.
~ 16 ~
Figura 12. Mapa Paleogeográfico del Paleoceno.
El Eoceno superior (Formación Tantoyuca) está formado por conglomerados de clastos de caliza
crema y gris oscuro, pedernal café, areniscas grises claro y margas grises que cambia
lateralmente a lutita gris verdoso con intercalaciones de arenisca gris y gris oscuro de grano fino a
medio cementado con material arcillo-calcáreo (Formación Chapopote) con espesores hasta de
500-700 m estos sedimentos representan paleobatimetrías batiales.
Hacia el occidente los sedimentos del Eoceno superior y Oligoceno cubren discordantemente los
depósitos del Eoceno medio (Santoyo-Pineda, 1983; Baldit-Sandoval, 1985; Escalera-Alcocer,
1989).
El Oligoceno inferior (Formación Horcones) está constituido de lutita gris verdoso, bentonítica,
plástica y parcialmente arenosa, alternando con escasa arenisca de grano fino a medio, estas rocas
son de paleobatimetría batial inferior y con un espesor de unos cuantos metros hasta los 1300 m.
Los sedimentos del Oligoceno superior se encuentran hacia el centro y oriente de la cuenca donde
se depositaron lutitas y areniscas de grano medio a fino bajo condiciones de paleobatimetría
batial, mientras que en la parte occidental los sedimentos de esta edad están ausentes.
La columna del Mioceno-Plioceno de la Provincia Petrolera Veracruz ha sido subdividida en varias
secuencias sedimentarias con base en la información sísmica tridimensional y de pozos (Jennette
et al., 2003; Arreguín-López y Weimer, 2004a; Arreguín-López, 2005).
~ 17 ~
El Mioceno inferior se caracteriza por la presencia de cañones labrados en el Frente Tectónico, los
cuales fueron el conducto por donde fluyó y se depositó una serie de sedimentos característicos
de flujos de escombros en el talud y pie de talud, abanicos de pie de talud, complejos de canales y
abanicos de piso de cuenca. En el Mioceno inferior sólo existen dos campos productores a la
fecha, que dentro del contexto de ambientes de depósito, se encuentran ubicados en los diques
de los cañones (Fig. 13).
Figura 13. Distribución de la secuencia 16.3, representativa del Mioceno inferior.
En el Mioceno medio con el establecimiento de la Provincia Geológica Faja Volcánica
Transmexicana al norte de la Provincia Petrolera Veracruz, causó el emplazamiento de intrusivos y
vulcanismo que dio lugar a un fuerte aporte de sedimentos de origen volcánico del norte y
noroeste. Las condiciones estructurales permitieron que hacia la parte norte y a lo largo del
borde oriental de la Provincia Geológica Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental se
desarrollaran amplios abanicos, los que se distribuyeron hacia la Provincia Petrolera Veracruz.
Datos paleontológicos y batimétricos sugieren que estas facies representan depósitos turbidíticos
de aguas profundas (talud inferior/piso de cuenca).
Las facies del Mioceno superior corresponden a complejos de canales, desbordes proximales y
distales asociados a abanicos submarinos. Debido a la complejidad estructural de la cuenca, la
formación de los abanicos es diferente. En la porción norte la ausencia de altos intracuenca
permitió el desarrollo de amplios abanicos con fuente de aporte en el extremo noroeste y
Zona dominada por arcillas
Erosión Mioceno Inferior
Flujo de escombros
Facies de desborde medio
Campos del Play
L E Y E N D A
Facies de desborde distal
Facies de desborde proximal
Oportunidad
Pozo Exploratorio
PLAY RNVE MIOCENO INFERIOR GAS SECOSecuencias LS_MI_16.38 – LS_MM_ 11.70
Mapa de Facies
~ 18 ~
distribución hacia el sur y sureste, que en este caso llega a formar grandes lóbulos en el
depocentro principal de la cuenca. En la parte sur, el desarrollo de abanicos estuvo condicionado
por los altos intracuenca (Tesechoacan, Rodríguez Clara), así como por la presencia de la Provincia
Geológica Complejo Volcánico los Tuxtlas, que al estar emplazado para este tiempo, limitó el paso
de sedimentos hacia el Golfo de México. Así, las facies son canalizadas y orientadas noroeste-
sureste, con fuentes de aporte en el sureste y dispersión hacia el noroeste, alcanzando longitudes
de hasta 150 km, para finalmente formar lóbulos. Esta secuencia es una de las más importantes,
ya que en ella se encuentran alojados 7 de los principales campos productores de la Provincia
Petrolera Veracruz.
El Plioceno inferior está constituido por una serie de areniscas formadas en complejos de canales,
desbordes proximales y distales, asociados a abanicos submarinos. Estos abanicos están
caracterizados por facies de canal que se encuentran interestratificados en potentes espesores de
arcillas. Hacia la parte sur, el espacio para la dispersión de sedimentos fue más reducido debido a
los remanentes de los altos estructurales y sobre toda la Provincia Geológica Complejo Volcánico
de los Tuxtlas, la que funcionó como una barrera para el paso de sedimentos hacia el Golfo de
México, condicionando su dispersión hacia el noroeste. En esta secuencia se encuentran alojados
3 campos de gas, localizados en la porción centro- sureste de la cuenca.
4. Sistemas Petroleros
En la Provincia Petrolera Veracruz los estudios geoquímicos han permitido identificar rocas
generadoras del Tithoniano, Cretácico Medio y Mioceno superior. La riqueza y calidad del
kerógeno posibilita clasificar las rocas jurásicas y cretácicas como generadoras de aceite/gas
termogénico conformando sistemas petroleros conocidos (!), mientras que las lutitas del Mioceno
superior se consideran generadoras de gas biogénico (Vázquez, 2008).
El estudio comparativo de la composición isotópico-molecular de los bitúmenes extraídos de las
rocas generadoras mesozoicas con los biomarcadores e isótopos de los aceites explotados en las
calizas fracturadas cretácicas y las areniscas del Eoceno, así como el análisis de los isótopos de los
gases presentes en las calizas cretácicas y areniscas neógenas, ha permitido establecer e inferir la
correlación roca generadora-aceite, estableciéndose los siguientes cuatro sistemas petroleros:
Cretácico Medio -Cretácico Medio-Superior (!) relacionado con los campos productores de
aceite y gas en la porción norte del Frente Tectónico Sepultado.
Tithoniano-Eoceno (!) asociado con los campos de aceite y gas en el límite de la Cuenca de
Veracruz con el Frente Tectónico Sepultado conocido como Homoclinal Oeste.
Tithoniano–Neógeno (!) ligado con los yacimientos de gas y pocas evidencias de
condensados a lo largo y ancho de la Cuenca de Veracruz.
~ 19 ~
Mioceno superior-Mioceno superior-Plioceno (!) identificado con los yacimientos de gas
seco biogénico de la porción central de la Cuenca Terciaria Veracruz conformada por el
Anticlinal de Loma Bonita y Sinclinal de Tlacotalpan.
4.1 Sistema Petrolero Cretácico Medio – Cretácico Medio-Superior (!)
El sistema petrolero Cretácico Medio-Cretácico Medio-Superior (!) está relacionado con la
presencia de yacimientos predominantemente de aceite en la porción norte y margen oriental del
Frente Tectónico Sepultado.
La existencia de rocas generadoras del Cretácico Medio ha sido definida por el análisis geoquímico
de rocas e hidrocarburos, la información estratigráfica y geoquímica de chapopoteras y aceites
indican dos posibles intervalos generadores en la sección Albiano-Cenomaniano.
4.1.1 Elementos del Sistema Petrolero Cretácico Medio – Cretácico
Medio-Superior (!)
Roca generadora:
Las rocas generadoras del Cretácico Medio consisten de alternancias estratificadas de anhidritas,
dolomías y carpetas de algas, depositadas en condiciones restringidas de aguas someras. Las
manifestaciones de aceite e impregnaciones de las muestras de canal y núcleos de los pozos
perforados son consistentes con la generación local de aceite. Facies generadoras similares son
conocidas en las Provincias Geológicas Tlaxiaco, Cinturón Plegado de Chiapas y Cuenca de Petén
(Guatemala).
Otras litofacies generadoras de facies de rampa interna carbonatada de baja energía del Cretácico
Medio consisten de calizas arcillosas interestratificadas con calizas tipo wackestone peletoidal de
ambiente subacuático semirestringido.
Los valores de los parámetros geoquímicos de estas rocas registrados por pirólisis arrojaron
valores considerados de excelente calidad, indicando la presencia de un kerógeno tipo II precursor
de aceite y gas (IH=34-842/448) maduro térmicamente (Tmax=413-467/448°C) con un potencial
generador bueno (COT=0.5-4.2/1.0%, S2=0.2-32.7/4.4mgHC/g/COT), lo que justifica la presencia
desde aceites pesados hasta gas y condensado. Los estudios ópticos por petrografía orgánica
permitieron identificar partículas orgánicas amorfas algáceas y herbáceas (Fig. 14).
Estas rocas se consideran responsables de cargar entre otros, a las calizas almacenadoras de la
Formación Orizaba del Cretácico Medio y las brechas calcáreas del Cretácico Superior en la
Plataforma de Córdoba.
Basándose en los estudios geoquímicos de biomarcadores e isótopos de aceites, extractos de roca
y gases. Mediante los análisis de cromatografía de gases y espectrometría de masas (GC-MS), se
~ 20 ~
determinó la composición molecular e isotópica de aceites ubicados en la porción norte de la
Plataforma de Córdoba, definiendo la familia de aceites Marino Carbonatada Evaporítica. Las
relaciones de Pristano/Fitano sugieren un ambiente deposicional anóxico (Pr/Fi<1.0,) los Terpanos
tri C23< tetra C24, Hopanos C34>C35, Esteranos C27<C28, Esteranos C29 20S/20R=0.8-0.9% (Roe).
Los análisis de extractos de roca del Cretácico Medio hacia la porción norte del área mostraron
similitud molecular e isotópica que correlacionan con esta familia asignándole por lo tanto, el nivel
de certeza conocido (!) para este sistema petrolífero (Moldowan, J. M. et al. 2008).
Figura 14. Gráfica mostrando los tipos de kerógeno encontrados en rocas del Cretácico Medio al norte y
sur de la Plataforma de Córdoba y la correlación roca generadora-aceite por biomarcadores (terpanos) de
bitúmenes extraídos del Cretácico.
Roca almacenadora:
La roca almacén del Cretácico Medio (Formación Orizaba) está constituida por grainstones
oolíticos bien clasificados y packstones de esqueletos dolomitizados y fracturados con porosidad
primaria intercristalina y secundaria por disolución y fracturamiento. Los valores de porosidad
varían entre 4 y 16%, mientras que en el Cretácico Superior se encuentran rocas almacenadoras
representadas por brechas carbonatadas multiapiladas e interestratificadas con margas, calizas
arcillosas compactas y lutitas con una distribución local y discontinua. Los valores de porosidad
varían entre 4 y 14%, coexistiendo la porosidad primaria intergranular y la secundaria por
fracturamiento. (Fig. 15).
Roca Sello:
Rocas calcáreas arcillosas del Cenomaniano-Turoniano (Fm. Maltrata) con espesores variables
entre 50 y 100 metros. Para el Cretácico Superior son margas, calizas arcillosas y lutitas
interestratificadas con las brechas de talud.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 100 200 300 400 500
Ind
ice
de
Hid
róge
no
(IH
)
Indice de Oxigeno (IO)
Diagrama de Van Krevelen
Cret Inf-Med (Cosam)
Cret Inf-Med (Pap)
Tipo l
Tipo ll
Tipo lll
Herbacea
Amorfa
Tierra Blanca
Angostura-6 m/z 191
TR
26
B
TR
21
TR
22
TR
23
TR
24
TR
25
AT
R2
5B
TE
T2
4T
R2
6A
TR
28
AT
R2
8B
TR
29
AT
R2
9B
TS
TM
TR
30
AT
R3
0B
H2
9C
29
TS
DH
30
H3
0N
OR
30
HM
30
H3
1S
H3
1R
GA
M H3
2S
H3
2R
H3
3S
H3
3R
H3
4S
H3
4R
H3
5S
H3
5R
21 nor>27 nor
C29 < C30
C24Tet >>C26 Tri
C34 > C33
m/z 191
~ 21 ~
Figura 15. En el lado izquierdo, la micrografía muestra un packstone de miliólidos y fragmentos de
esqueletos dolomitizados del Cretácico Medio Orizaba con porosidad intercristalina y microfracturas
impregnadas de aceite, mientras del lado derecho se muestran fotografías de un núcleo y una micrografía
de las brechas calcáreas del Cretácico Superior, mostrando porosidades intracristalinas y vugulares con
presencia de aceite.
Trampa:
El evento compresivo laramídico afectó al área occidental de la Provincia Petrolera Veracruz
desde el Eoceno medio con la formación de la Provincia Geológica del Cinturón Plegado de la
Sierra Madre Oriental y respectiva cuenca de antepaís. Este plegamiento se relaciona con las
cabalgaduras que se propagaron hacia el oriente a partir de despegues sobre rocas arcillosas
jurásicas y cretácicas. Durante el Eoceno los bloques imbricados formaron trampas estructurales,
anticlinales con cierre en 4 direcciones y contra falla en el frente tectónico del cinturón plegado y
posteriormente sepultado (Fig. 16).
~ 22 ~
Figura 16. Sección transversal mostrando los anticlinales imbricados (trampas estructurales) resultantes
de la cabalgadura de las calizas cretácicas de la Plataforma de Córdoba hacia el oriente y que conforman el
Frente Tectónico Sepultado.
4.1.2 Procesos del Sistema Petrolero Cretácico Medio – Cretácico
Medio-Superior (!)
En la porción occidental de la plataforma de Córdoba la gruesa sección carbonatada del Cretácico
Medio, Superior y Terciario causó que las rocas generadoras del Cretácico Medio alcanzaran su
madurez temprana a principios del Eoceno medio, este sector de la cuenca fue alcanzado por el
evento compresivo laramídico, formándose los bloques autóctonos y alóctonos. En el bloque
alóctono los procesos de generación se interrumpieron como resultado de su levantamiento y
erosión parcial hasta el Mioceno cuando de nuevo se reinició su sepultamiento por los sedimentos
neógenos; sin embargo, este bloque nunca alcanzó la zona principal de generación de aceite,
pudiendo las rocas ricas en materia orgánica haber generado solamente aceite pesado, por otro
lado los aceites remanentes de este bloque están afectados por biodegradación afectando la
calidad de los aceites.
En lo que se refiere a las rocas generadoras contenidas en el bloque autóctono como resultado de
su sepultamiento por el bloque cabalgante, alcanzaron inmediatamente la ventana de generación
de aceite donde permanecieron hasta inicios del Mioceno, como resultado del basculamiento
hacia el oriente y reinicio de la subsidencia, las rocas generadoras fueron sepultadas hasta la zona
principal de generación de aceite.
0
1
4
2
3
km
~ 23 ~
4.2 Sistema Petrolero Tithoniano – Eoceno (!)
4.2.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano – Eoceno (!)
Roca generadora:
Las rocas generadoras jurásicas están representadas por lutitas negras carbonosas alternantes con
calizas arcillo-arenosas y lutitas arenosas depositadas en un ambiente que va desde plataforma,
rampa externa hasta cuenca. Las litofacies típicas de este ambiente son escasas en el área, pero
representan una transgresión marina caracterizada por secuencias siliciclásticas con aporte
continental que cambian transicionalmente a depósitos carbonatados con alternancia de lutitas y
hacia la porción sur se tiene un dominio de cuenca representado por calizas arcillosas. Al
Occidente se tienen los afloramientos de la Sierra de Zongolica, con la Formación Tepexilotla
compuesta por calizas arcillosas, lutitas carbonosas y limolitas. Su espesor promedio son
aproximadamente 200 m. Las rocas analizadas del Jurásico Superior muestran valores de Carbono
Orgánico Total entre 0.5 y 3.4% (COTprom=1.3%), Hidrocarburos potenciales entre 0.48 y 9.32
mgHC/gCOT (S2prom=3.1), un Indice de Hidrógeno entre 50 y 648 (IHprom=263), lo cual permite
clasificar su riqueza orgánica y potencial generador como regular y su kerógeno térmicamente
maduro precursor de aceite y gas (Fig. 17).
Los puntos de control por pozos para esta roca generadora son pocos; sin embargo la información
sísmica indica su probable continuidad hacia el oriente, en la porción central de la cuenca terciaria,
donde es también probable esté compuesta por facies marino-anóxicas carbonatico-arcillosas
análogas a las conocidas en las Cuencas de Sureste y Tampico-Misantla, como lo muestran los
biomarcadores de aceites y que han permitido considerar a estas rocas como las generadoras de
hidrocarburos más importantes en las megacuenca del Golfo de México. Esta presunción se
corrobora con la afinidad que se encontró entre los biomarcadores de los aceites determinados en
las manifestaciones superficiales registradas hacia la porción sur del área, donde se definió una
familia Marina Carbonatada Siliciclástica de afinidad Tithoniano, así como por las relaciones
isotópicas del Carbono 13 ( 13C = -27 0/00) en los saturados y aromáticos de los extractos de roca
del Jurásico Superior, así como por las relaciones de biomarcadores (terpanos y esteranos) en los
aceites (Fig. 18) y en la chapopotera de la Sierra de Tlacuilotecatl (Vázquez, 2007)
~ 24 ~
Figura 17. Registro geoquímico de la Cuenca de Veracruz.
Figura 18. Correlación de los biomarcadores de un aceite almacenado en areniscas del Eoceno
con uno de la Cuenca del Sureste de afinidad Tithoniano.
JURÁSICO
SUPERIOR
CRETÁCICO
MEDIO
CRETÁCICO
SUPERIOR
TERCIARIO
~ 25 ~
Roca almacenadora:
La roca almacén está representada por conglomerados, areniscas dolomitizadas y fracturadas del
Eoceno Medio correspondientes a facies de relleno de canal, desbordes proximales y distales
depositadas como lóbulos en abanicos de pie de talud. Su porosidad promedio alcanza 12%.
Roca sello:
Las rocas sello están conformados por lutitas siliciclásticas intraformacionales del Eoceno Medio y
del Mioceno.
Trampa:
Las trampas son de tipo estructural y combinada con su componente estratigráfica representada
por cambios de las facies de abanicos de pie de talud en facies de canales-diques y su
componente estructural formada por anticlinales afallados. Posterior al plegamiento y
cabalgamiento laramídico, el Frente Tectónico fue afectado por distensión, erosión y
sepultamiento durante el Oligoceno-Mioceno temprano, quedando la trampa formada
nuevamente después del evento Chiapaneco del Mioceno medio que levanto el flanco occidental y
la dinámica de la sedimentación, formando cañones, (Fig. 19).
Figura 19. Sección sísmica con registros de pozos mostrando morfología de la trampa del Eoceno medio
en el Frente Tectónico Sepultado; y registro de pozos con características de sellos intraformacionales
Neógenos.
MIOCENO INFERIOR
EOCENO MEDIO
MIOCENO MEDIO
Mioceno Medio
Roca Sello
Roca Sello
Roca Sello
~ 26 ~
4.2.2 Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano – Eoceno (!)
En el límite de la cuenca terciaria con el Frente Tectónico Sepultado, las rocas generadoras del
Jurásico Superior entraron durante el Cretácico Tardío a la ventana de generación, alcanzando
durante el Oligoceno la zona principal de generación, donde permanecieron hasta el Mioceno
medio (15 Ma), cuando alcanzaron la ventana de generación tardía y a inicios del Plioceno, la
ventana de generación de gas húmedo. Los aceites de este sistema muestran una mezcla de
aceites normales con biodegradados, indicando un mínimo de dos pulsos de migración, uno
Paleógeno con problemas de preservación por erosión, infiltración de aguas, y otro pulso Neógeno
de remigración de aceites biodegradados y expulsión-migración de nuevos aceites.
4.3 Sistema Petrolero Tithoniano- Neógeno (!)
4.3.1 Elementos del Sistema Petrolero Tithoniano- Neógeno (!)
Rocas generadoras:
Las rocas generadoras del Jurásico Superior son similares a las descritas previamente.
Rocas almacenadoras:
Los reservorios están constituidos por areniscas de grano fino a medio, mal clasificado en matriz
arcillo-calcárea con espesores alrededor de 10 m., porosidades promedio de 20 a 30% y
permeabilidades de 0.4 a 560mD (Fig. 20).
Figura 20. Micrografías de las areniscas líticas del Mioceno mostrando el incremento de clastos volcánicos
hacia el Mioceno medio y superior, lo cual influye en la calidad de la roca almacén.
Rocas sello:
Las rocas sello están formadas por paquetes arcillosos siliciclásticas intraformacionales de varias
decenas de metros depositados como facies distales de abanicos de talud (Fig. 21).
Mioceno Inferior Mioceno Medio Mioceno Superior
~ 27 ~
FACIES DE DESBORDE PROXIMAL
1600
1400
1200
RG ILD
Abanic
o d
e T
alu
d
1000 FACIES DE DESBORDE
DISTAL
Predominantemente lutitas
INTERVALO
PRODUCTOR DE GAS
N1
Roca Sello
Figura 21. Registro de pozo mostrando la relación estratigráfica de las rocas sello con los yacimientos de
gas del Neógeno en la Cuenca Terciaria de Veracruz.
Trampa:
Las trampas son de tipo combinado con su componente estratigráfica representada por cambios
de facies de abanicos de talud a facies arcillosas distales y su componente estructural formada por
anticlinales de bajo relieve estructural asimétricos y alargados cuyos eje principal con dirección
noroeste-sureste y flancos suaves. Su cierre se forma por acuñamiento litológico y algunas veces
contrafalla (Fig. 22).
Figura 22. Sección sísmica y extracciones de amplitud representando las trampas combinadas y
estratigráficas del Neógeno de la Cuenca de Veracruz.
~ 28 ~
4.3.2 Procesos del Sistema Petrolero Tithoniano- Neógeno (!)
En la porción central de la cuenca terciaria las rocas generadoras del Jurásico Superior durante su
sepultamiento cruzaron las ventanas de generación de aceite y gas. A inicios de Eoceno (49 Ma)
entraron a la ventana de generación alcanzando el pico en el Mioceno temprano y la ventana de
generación de gas húmedo en el Mioceno tardío y finalmente, la zona de generación del gas seco
en el Plioceno.
4.4 Sistema Petrolero Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)
4.4.1 Elementos del Sistema Petrolero Mioceno inferior-Mioceno
superior-Plioceno (!)
Roca generadora:
Las fuentes generadoras del Mioceno están constituidas por gruesos paquetes de lutitas
siliciclásticas con un buen contenido de material orgánico (COTprom=1.0%), y potencial generador
(S2prom=2.3 mgHC/gCOT) de un kerógeno predominantemente inmaduro (Tmax=435°C) tipo II/III
(lHprom=230) precursor de gas.
Rocas almacenadoras:
Las rocas almacenadoras son análogas a las descritas para el sistema petrolero Tithoniano-
Neógeno (!) representadas por areniscas de grano medio-grueso constituidas por cuarzo y
feldespatos moderadamente clasificados y subangulosos (litarenitas -arenitas sublíticas) con
porosidad primaria intergranular promedios de 25% y permeabilidad de 425 mD (Fig. 23).
Rocas sello:
Los sellos son del mismo tipo a los descritos previamente como paquetes arcillosos
intraformacionales de varias decenas de metros asociados a facies de piso de cuenca (Fig. 23).
~ 29 ~
Figura 23. Registro de pozo mostrando las características petrofísicas y fotografía de núcleo de las
areniscas (almacenadoras) y lutitas (sellos) neógenos.
Trampa:
Combinada con fuerte componente estructural con orientación NW-SE. Su componente
estratigráfica se considera como un abanico de piso de cuenca en facies de canales y desbordes
(Fig. 24).
Figura 24. Línea sísmica mostrando el comportamiento de los estratos de crecimiento como trampas
combinadas por acuñamiento contra flanco de anticlinal.
C-1
~ 30 ~
4.4.2 Procesos de sistema petrolero Mioceno inferior-Mioceno
superior-Plioceno (!)
El sistema petrolero Mi-Ms-Pli (!) se caracteriza por la presencia de gas biogénico almacenado en
las rocas del Mioceno y Plioceno. La generación de gas biogénico requiere del depósito de un
paquete sedimentario con presencia de bacterias metanogénicas, las cuales coexisten en un
ambiente anóxico y sulfato-deficiente, temperaturas menores a 75°C, profundidades de
sepultamiento menores de 1000 m, presencia de materia orgánica dispersa con COT mínimo de
0.5% y altas tasas de sedimentación. El gas biogénico tiende a acumularse muy cerca de la sección
que lo genera, por lo que se infiere que fue generado en el intervalo del Mioceno superior-
Plioceno. Durante este tiempo las altas tasas de sedimentación favorecieron el depósito de arcillas
marinas de aguas profundas en la antefosa principal de la cuenca terciaria donde se presentaron
condiciones favorables para la acumulación de materia orgánica marina.
4.5 Extensión geográfica de los sistemas petroleros Cretácico Medio –
Cretácico Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano-
Neógeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)
La extensión geográfica de los Sistemas Petroleros descritos cubre el área de influencia de las
rocas generadoras del Jurásico Superior Tithoniano (Tepexilotla), Cretácico Medio (Orizaba) y
Neógeno donde se conoce que las rocas almacenadoras del Cretácico y Terciario han almacenado
los hidrocarburos expulsados por estas rocas generadoras. En esta extensión geográfica se sabe
que los procesos y los elementos esenciales de estos Sistemas Petroleros han sido efectivos y han
resultado en la presencia de acumulaciones de hidrocarburos. Así tenemos los campos cretácicos
de aceite y gas del Frente Tectónico Sepultado relacionados con el sistema petrolero KM-KM-KS
(!), ocupando un área aproximada de 6000 km2. Al oriente de éstos tenemos los campos de aceite
relacionados con el sistema petrolero JS-Pe (!) ubicados en el límite de la cuenca terciaria con
Homoclinal del Oeste ligados con un área de influencia de aproximadamente 1500 km². Después
tenemos los campos con presencia de gas seco termogénico asociados con las rocas generadoras
del Jurásico con un área de influencia de aproximadamente 30000 km², mientras que la zona de
influencia del gas biogénico asociado con las rocas del Mioceno-Plioceno abarca la porción central
de la cuenca, abarcando el anticlinal de Loma Bonita y el sinclinal de Tlacotalpan en un área de
3000 km2 (Fig. 25).
~ 31 ~
Figura 25. Mapa mostrando la extensión geográfica de los sistemas petroleros de la Cuenca de Veracruz.
4.6 Extensión estratigráfica de los sistemas petroleros Cretácico
Medio – Cretácico Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!),
Tithoniano- Neógeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior-
Plioceno (!)
Los elementos de estos Sistemas Petroleros se encuentran bien delimitados en la columna
geológica. Los espesores y evolución de las rocas sepultantes regulan la generación y migración de
los hidrocarburos. De tal manera tenemos que las rocas generadoras del Jurásico Superior están
soportando la carga litoestática de las sedimentos cretácicos, terciarios y recientes con espesores
que rebasan los diez kilómetros en el centro de la cuenca. En el Frente Tectónico Sepultado es
posible que las rocas generadoras del Cretácico Medio estén siendo sepultadas por varios bloques
alóctonos de rocas cretácicas y terciarias, que las llevan a profundidades mayores a siete
kilómetros. Al mismo tiempo las rocas paleógenas están siendo sepultadas por sedimentos del
Neógeno con espesores hasta de siete kilómetros en la porción central de la cuenca por lo que
alcanzan dichas rocas la ventana de generación de gas. Las rocas generadoras del Mioceno inferior
son cubiertas por depósitos del Mioceno superior y Plio-Pleistoceno con espesores máximos de
cinco kilómetros que las ponen en la zona de generación de gas, además se considera que estas
rocas generaron gas por actividad bacterial durante su sepultamiento antes de alcanzar unos dos
kilómetros de profundidad (Fig. 26).
-96 -95 -94 -93 -92-97
-96 -95 -94 -93 -92-97
21
20
19
18
17
21
20
19
18
17
~ 32 ~
Figura 26. Sección transversal mostrando las ventanas de generación de hidrocarburos y la extensión
estratigráfica de los sistemas petroleros de la Cuenca de Veracruz.
4.7 Extensión temporal de los Sistema Petroleros Cretácico Medio –
Cretácico Medio-Superior (!), Tithoniano- Eoceno (!), Tithoniano-
Neógeno (!) y Mioceno inferior-Mioceno superior-Plioceno (!)
La tabla de elementos y procesos del sistema petrolero muestra secuencialmente como se fueron
sucediendo los eventos geológicos que coadyuvan temporal y espacialmente para formar
acumulaciones de hidrocarburos. De esta manera, en la Cuenca de Veracruz están presentes tres
rocas generadoras formadas durante el Jurásico Tardío, el Cretácico Medio, y Mioceno temprano.
Las rocas almacenadoras y los sellos se formaron contemporáneamente durante el Cretácico
Medio y Tardío, Eoceno y Mioceno temprano, así como también posteriormente durante el
Mioceno medio-Plioceno. La componente estratigráfica de las trampas fue contemporánea con la
sedimentación-compactación de los sellos, mientras que la componente estructural de la porción
occidental está influenciada por los eventos compresivos laramídico del Eoceno, Chiapaneco del
Mioceno medio y en menor proporción fenómenos de transtensión-transpresión del Plio-
Pleistoceno. La generación de hidrocarburos inició para las rocas Jurásicas a finales del Cretácico y
Roca
Generadora
Jurásico Superior
Reservorio Km 22-24°API
Campo P
100° C
200° C
150° C
250° C
Ventana de aceite
Ventana
de gas
Loc. M-1
SISTEMA PETROLERO
Jurásico/Paleógeno –
Mioceno (.)
Roca
Generadora
Cretácico Medio
SISTEMA
PETROLERO
Jurásico –Eoceno (!)
SISTEMA
PETROLERO
Cretácico Medio(!)
Reservorio Pg
Migración de hidrocarburos
SISTEMA PETROLERO
Mioceno Superior –
Plioceno(!)
AB
SISTEMA PETROLERO
Cretácico Medio - Cretácico
Medio/Superior(!)
SISTEMA PETROLERO
Jurásico Superior/Paleógeno -
Neógeno(!)
SISTEMA PETROLERO
Jurásico Superior - Eoceno(!)
SISTEMA PETROLERO
Mioceno Inferior-Mioceno
Superior/Plioceno Inferior (!)
~ 33 ~
para las rocas del Cretácico Medio a finales en el Eoceno medio, en la porción occidental de la
cuenca el evento laramídico suspendió la generación de hidrocarburos en los bloques superiores
alóctonos, pero continuó con mayor fuerza en los bloques autóctonos estableciéndose un
momento crítico para la preservación de los hidrocarburos acumulados en esta área. Hacia el
centro de la cuenca las rocas jurásicas continuaron generando y expulsando hidrocarburos hasta el
Reciente, incorporándose como cogeneradoras las rocas terciarias a partir del Mioceno temprano,
registrando durante el Mioceno medio otro momento crítico para la preservación de los
hidrocarburos esta vez relacionado con el evento Chiapaneco. Cabe destacar que en la porción
central de la cuenca actualmente las rocas generadoras mesozoicas y terciarias se encuentran en
la ventana de generación de gas, habiendo alcanzado su máximo nivel de madurez térmica, que
migraron y conformaron yacimientos de hidrocarburos gaseosos (Fig. 27).
Figura 27. Tabla de elementos y eventos de los sistemas petroleros de la Cuenca de Vercaruz.
5. Producción y reservas 3P
En 1948 Petróleos Mexicanos inicia actividades en la provincia y en 1953 el pozo Angostura-2
resulta productor de aceite en calizas del Cretácico Superior y en 1956 el pozo Mirador-1 resulta
productor de gas de areniscas del Terciario (Benavides-G., 1959; Toriz-Gama, 1999). De 1955 a
1980 se descubren la mayoría de los campos de aceite y gas asociado en calizas cretácicas
plegadas del frente tectónico sepultado, incluyendo los campos Cópite, Mata Pionche y
Mecayucan, así como algunos campos de gas en rocas siliciclásticas terciarias como Cocuite. De
1981 a 1995, la actividad exploratoria en la Provincia de Veracruz se enfoca a la búsqueda en
grandes estructuras de yacimientos de aceite en el bloque autóctono y no se realiza ningún
descubrimiento, si bien la producción de gas se logró mantener por arriba de los 100 millones de
pies cúbicos diarios gracias al aporte de gas húmedo de los yacimientos del Cretácico. A partir de
1997 se reinicia la actividad exploratoria apoyada con sísmica tridimensional, lo que permite
visualizar los modelos sedimentarios postulados de abanicos submarinos y mapearlos mediante la
utilización de atributos sísmicos. Combinado con el desarrollo de nuevos conceptos y modelos de
yacimiento y la aplicación de nuevas tecnologías en la perforación y terminación de pozos, de
1999 a 2004 se descubren, entre otros, los campos Playuela, Lizamba, Vistoso, Apértura, Arquimia
C R E T Á C I C O P A L E O G E N O
GENERACIÓN /EXPULSIÓN HC
Tiempo ( Ma)11.2
PALEOC EOCENO OLIGOC Temprano Medio Tard
Elementos & Eventos
ROCA GENERADORA
ROCA ALMACEN
ROCA SELLO
FORMACION TRAMPA
Q
0
ROCA DE SOBRECARGA
MOMENTO CRÍTICO
Medio TardíoTemprano
N E Ó G E N O
1.7
M i o c e n o
5.3216.423.828.533.754.865.093.5112.2
Medio Tardío
144.2
154
J U R Á S I C O
150.7
TithoKimerOxf
BLOQUE ALÓCTONOFRENTE TECTONICO
SEPULTADO CUENCATERCIARIA
~ 34 ~
y Papán (Vázquez y Valdivieso, 2004; Valdivieso y Martínez, 2006). Esto permitió alcanzar en 2008
el máximo histórico de la provincia de 1012 millones de pies cúbicos diarios (Fig. 28). La
producción acumulada total de la provincia es de 0.7 MMMbpce (3 billones de pies cúbicos de
gas). Las reservas 3P son de 0.3 MMMbpce (1 billón de pies cúbicos de gas), al 1 de enero de
2013.
Figura 28. Gráfica de producción de la Provincia Petrolera de Veracruz.
6. Recursos prospectivos
Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos no descubiertos que se esperan
recuperar asociados a una estrategia exploratoria.
El método de evaluación de los recursos prospectivos de las Provincias Petroleras, agrupa
mediante una simulación Montecarlo, las evaluaciones de los plays en cada Provincia y a su vez, la
evaluación de cada play agrupa las evaluaciones de los objetivos de las oportunidades que le
pertenecen, influenciadas por las probabilidades de éxito locales y del play. El mayor reto consiste
en agrupar oportunidades exploratorias en conjuntos geológicamente congruentes, que
compartan los elementos de riesgo y plasmar estos conjuntos en mapas con sentido geológico.
Durante este proceso se consideran tanto las oportunidades que ya han sido detectadas y que
tienen registradas sus características en la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias, como
las oportunidades adicionales aún no detectadas, pero que se estiman en función de la madurez
de los plays.
Los datos geológicos y geofísicos que sustentan la evaluación provienen de los estudios de plays y
sistemas petroleros realizados en los Activos de Exploración, modelos geológicos del play,
modelados geoquímicos, información de pozos, información sísmica, etc. Se analizan y modelan en
forma de distribuciones, considerando para reportar principalmente la Media, P90, P50 y P10.
0
200
400
600
800
1000
1968 1973 1978 1983 1988 1993 1998 2003
MMpcd
~ 35 ~
La información histórica de cada play y por lo tanto, de cada Provincia Petrolera, comprende
volúmenes y tipo de hidrocarburos de cada yacimiento descubierto y sus características geológicas
y de ingeniería, lo cual se utiliza para calibrar los resultados de las evaluaciones para los plays
probados; para plays hipotéticos la calibración se realiza con base en análogos geológicos
maduros.
Los recursos prospectivos en la “Cuenca de Veracruz” al 2013, tienen una Media de 1.6
MMMbpce.
7. Bibliografía
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profundas de sedimentos del Plioceno y Mioceno, Cuenca de Veracruz: Boletín AMGP, v. 52, No. 1,
p. 51-63.
Arreguín-López, M.A. y Weimer, P., 2004a, Regional sequence stratigraphic setting of Miocene-
Pliocene sediments, Veracruz Basin, Mexico: GCAGS Transactions, v. 54, p. 25-40.
Cruz-Helú, P., Verdugo-V., R., Bárcenas-P., R., 1977, Origin and distribution of Tertiary
conglomerates, Veracruz Basin, México: AAPG Bulletin, v. 61, p. 207-226.
De la Fuente-Navarro, J.M., 1959, Paleogeografía y distribución de los sedimentos terciarios en la
Cuenca de Veracruz: Boletín AMGP, v. 11, no. 1-2, p. 21-50.
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Figuras
Figura 1. Mapa de ubicación de la Provincia Petrolera Veracruz.
Figura 2. Mapa y sección mostrando el marco estructural de la Provincia Petrolera Veracruz.
Figura 3. Mapa con la ubicación de la Provincia Petrolera Veracruz en el contexto tectónico
regional del Golfo durante el Jurásico Tardío (Modificado de Pindell, 2002).
~ 37 ~
Figura 4. Mapa paleogeográfico del Cretácico Temprano-Medio mostrando el ambiente de
margen pasivo (Prost et al., 2001).
Figura 5. Sección transversal restaurada mostrando la dinámica terciaria de la Provincia
Petrolera Veracruz.
Figura 6. Columna estratigráfica generalizada de la Provincia Petrolera Veracruz (Escalera y
Hernández, 2010).
Figura 7. Mapa Paleogeográfico del Hauteriviano-Aptiano.
Figura 8. Mapa Paleogeográfico del Albiano-Cenomaniano.
Figura 9. Mapa Paleogeográfico del Turoniano.
Figura 10. Mapa Paleogeográfico del Campaniano.
Figura 11. Mapa Paleogeográfico del Maastrichtiano.
Figura 12. Mapa Paleogeográfico del Paleoceno.
Figura 13. Distribución de la secuencia 16.3, representativa del Mioceno inferior.
Figura 14. Gráfica mostrando los tipos de kerógeno encontrados en rocas del Cretácico Medio al
norte y sur de la Plataforma de Córdoba y la correlación roca generadora-aceite por
biomarcadores (terpanos) de bitúmenes extraídos del Cretácico.
Figura 15. En el lado izquierdo, la micrografía muestra un packstone de miliólidos y fragmentos de
esqueletos dolomitizados del Cretácico Medio Orizaba con porosidad intercristalina y
microfracturas impregnadas de aceite, mientras del lado derecho se muestran fotografías de un
núcleo y una micrografía de las brechas calcáreas del Cretácico Superior, mostrando porosidades
intracristalinas y vugulares con presencia de aceite.
Figura 16. Sección transversal mostrando los anticlinales imbricados (trampas estructurales)
resultantes de la cabalgadura de las calizas cretácicas de la Plataforma de Córdoba hacia el oriente
y que conforman el Frente Tectónico Sepultado.
Figura 17. Registro geoquímico de la Cuenca de Veracruz.
Figura 18. Correlación de los biomarcadores de un aceite almacenado en areniscas del Eoceno
con uno de la Cuenca del Sureste de afinidad Tithoniano.
Figura 19. Sección sísmica con registros de pozos mostrando morfología de la trampa del Eoceno
medio en el Frente Tectónico Sepultado; y registro de pozos con características de sellos
intraformacionales Neógenos.
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Figura 20. Micrografías de las areniscas líticas del Mioceno mostrando el incremento de clastos
volcánicos hacia el Mioceno medio y superior, lo cual influye en la calidad de la roca almacén.
Figura 21. Registro de pozo mostrando la relación estratigráfica de las rocas sello con los
yacimientos de gas del Neógeno en la Cuenca Terciaria de Veracruz.
Figura 22. Sección sísmica y extracciones de amplitud representando las trampas combinadas y
estratigráficas del Neógeno de la Cuenca de Veracruz.
Figura 23. Registro de pozo mostrando las características petrofísicas y fotografía de núcleo de
las areniscas (almacenadoras) y lutitas (sellos) neógenas.
Figura 24. Línea sísmica mostrando el comportamiento de los estratos de crecimiento como
trampas combinadas por acuñamiento contra flanco de anticlinal.
Figura 25. Mapa mostrando la extensión geográfica de los sistemas petroleros de la Cuenca de
Veracruz.
Figura 26. Sección transversal mostrando las ventanas de generación de hidrocarburos y la
extensión estratigráfica de los sistemas petroleros de la Cuenca de Veracruz.
Figura 27. Tabla de elementos y eventos de los sistemas petroleros de la Cuenca de Vercaruz.
Figura 28. Gráfica de producción de la Provincia Petrolera de Veracruz.
Glosario
Provincia Petrolera, es un área donde ocurren cantidades comerciales de petróleo o en la que se
han identificado condiciones favorables para la acumulación de hidrocarburos (Potencial Medio-
Bajo).
Cuenca, es algunas veces usado geográficamente para describir una provincia petrolera, tal como
la Cuenca de Willinston o la Cuenca de Paris. El Cinturón Plegado de los Zagros puede ser una
provincia estructural o una provincia petrolera, pero no una cuenca.
Cuenca Sedimentaria, es una depresión rellena de rocas sedimentarias
Sistema Petrolero, incluye el área en la cual se encuentra una roca madre activa, la red natural
distribución, y los descubrimientos de la ocurrencia de petróleo genéticamente relacionados.
Sistema Petrolero Conocido, correlación positiva aceite-roca madre o gas-roca madre (!)
Sistema Petrolero Hipotético, en ausencia de una correlación positiva petróleo-roca madre o
evidencia geoquímica (.)
Sistema Petrolero Especulativo, evidencia geológica o geofísica (?)
