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Geólogos ASOCIACIÓN MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS, A.C. DELEGACIÓN CD. DEL CARMEN Petroleros GACETA 1 No. Direcva 2018-2020 16 de mayo 2019 Foto: @finemineralgallery, Pirita de Perú

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Geólogos

ASOCIACIÓN MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS, A.C.

DELEGACIÓN CD. DEL CARMEN

Petroleros

GACETA

1 No.

Directiva 2018-2020

16 de mayo 2019

Foto: @finemineralgallery, Pirita de Perú

La comisión Editorial de la AMGP Delegación Cd. del Carmen, tiene

pensado en todas sus publicaciones tocar temas de interés geológico

petrolero de tipo didáctico, que se espera sean de utilidad tanto a

estudiantes como a geo científicos de las diferentes disciplinas. Dichos

temas iniciaran desde la portada, donde tocaremos temas de

mineralogía, petrografía y paleontología en forma secuencial;

asimismo, se presentaran artículos técnicos elaborados por nuestros

asociados, además de temas históricos relacionados con la industria

petrolera. Se publicarán también entrevistas hechas a nuestros

asociados, para conocer sus puntos de vista e ideas de mejora para

nuestra Asociación.

La comisión editorial ha considerado imprimir la revista en tirajes

pequeños únicamente para los asistentes a las asambleas. Bajo el

concepto descrito, se pretende que la revista tenga utilidad práctica

como material de consulta académica y como apoyo técnico.

Como se puede ver, el proyecto para comisión editorial es ambicioso,

pero esperamos contar con la colaboración de los asociados para

lograrlo.

Iniciaremos los temas de portada con los minerales que están presentes

en las rocas sedimentarias y su influencia en la generación,

acumulación, entrampamiento y producción de hidrocarburos. Para el

primer volumen, hablaremos de “la pirita”, un mineral de importante

influencia en los ambientes sedimentarios, así como en la petrofísica de

los yacimientos petroleros.

E ditorial

María de Jesús correa López y

Francisco Javier Ángeles Aquino

Eduardo Gaytán Ramírez

Presidente

Lenin H. Tapia Abadia

Vicepresidente

Martín Jiménez Guerrero

Secretario

Julio Guzmán Pérez

Prosecretario

Yessica Guerrero Amador

Tesorero

Carlos Santiago García

Protesorero

Laura Beatriz Sánchez Flores

Coordinador de ayuda mutua

Luis Arturo Vega Muñoz

Sub-coordinador de ayuda mutua

Diana Stephanie Ayala Rodríguez

Diana Irene Salguero Olvera

Membresía

Héctor Melo Amaro

Óscar Borges Santana

Estudios técnicos

María de Jesús Correa López

Francisco Javier Ángeles Aquino

Comisión editorial

Lázaro Rafael Moreno Lara

Enrique Ortuño Maldonado

Nytia Ninnet Valdés ramos

Aurora Hernández Rossetti

Eventos sociales

Bernardo Matías Santiago

Aída Rubí Bravo Almazán

Eventos deportivos

Jaime Javier Ríos López

Jorge Javier Morales González

Comisión de honor y justicia

MESA DIRECTIVA ASOCIACIÓN MEXICANA DE

GEÓLOGOS PETROLEROS, A.C.

DIRECTIVA CD. DEL CARMEN

Í N D

I C

E

Informe de Asamblea

Origen y evolución de la

AMGP Delegación Carmen

Rocas y Minerales: La pirita

Artículo Técnico:

Modelo de Dolomitización por

Agua Marina

1

4

7

9

La entrevista con:

Yessica Guerrero Amador

25 Provincias Petroleras:

Cuenca Sabinas

35

Comisión Editorial

y Membresía 37

Informe de Asamblea - Delegación Cd. del Carmen

Acta de la Primera Asamblea Local Ordinaria Por Ing. Martín Jiménez Guerrero

La Asamblea inició a las 20:30 horas del

viernes 22 de marzo de 2019, en la cafetería

del club Petrolero Campechano, en Ciudad

del Carmen, Campeche. Prosiguiendo con la

orden del día:

1.– Registro de asistentes

2.– Bienvenida

3.– Lectura del Acta de la Asamblea anterior

4.– Elección de escrutadores

5.– Informe de las diferentes comisiones

a) Presidencia

b) Ayuda Mutua Lectura

(CV Jorge Pacheco)

c) Membresía

d) Tesorería

e) Editorial

f) Estudios Técnicos

6.- Altas y bajas de socios

7.– Toma de protesta de nuevos asociados

8.– Resultados de las elecciones

9.– Toma de protesta del nuevo vicepresiden-

te

10.– Asuntos varios

11.– Conferencia: El Sistema Petrolero y su

importancia en la Exploración por el

Ing. Luis Manuel Medrano Morales

12.– Tema Cultural: La salud renal en la

actualidad por la Dra. Patricia Estrada

13.– Clausura de la Asamblea

14.– Convivio

Siendo las 20:30 hrs. del viernes 22 de

marzo de 2019, se dio inicio a la Primera

Asamblea Ordinaria Local Delegación Cd. del

Carmen.

En primer lugar, se comentó que se tenía

hasta las 21:00 para cerrar las votaciones.

Se seleccionó a los escrutadores para la

votación del vicepresidente AMGP

Delegación Cd. del Carmen (Diana Irene

Salguero y Diana Stephanie Ayala).

El secretario Martín Jiménez, comentó

algunos puntos tratados en la reunión de la

Directiva Nacional realizada el 23 de febrero

del 2019 en Villahermosa, Tabasco.

Sobre el seguro colectivo Laura B. Sánchez

comentó que es Banorte el banco con el que

se esta trabajando, mencionó los requisitos

para ingresar a esta prestación, respondió y

aclaró dudas al respecto. Asimismo comentó

que a la fecha hay 51 socios con cuota al

100% y 5 pendientes, dos socios nuevos.

El Ing. Luis Medrano preguntó por la

actualización de beneficiarios, y se le explicó

que ya se tiene en avance importante en el

tema.

Se dio lectura al currículum del compañero

Jorge Pacheco Muñoz, se proyectaron fotos en

memoria de su recuerdo y se brindó un minuto

de silencio.

En cuanto a la membresía, Diana Ayala

comentó sobre la cuota de anualidad y las

opciones para realizar dicho pago.

GACETA AMGP 1 |

Informe de Asamblea - Delegación Cd. del Carmen

En el tema de “altas y bajas de socios”, el

Ing. Ángeles Aquino les tomó protesta de

nuevo ingreso a la AMGP Delegación Cd. del

Carmen a seis compañeros (Arturo Castro,

Iván Vega, Humberto Torres, Luis Lauro

Villanueva, José Melquiades, José

Guadalupe Gómez).

El Ing. Ángeles Aquino habló sobre los

códigos de ética que nacieron en la

Delegación Cd. del Carmen y que de no

cumplirse, se perderían sus virtudes y

conocimientos.

A las 21:00 hrs. Se dio inicio al conteo de

votos, los resultados fueron:

Laura B. Sánchez flores con 13 votos.

Cesar Cabrera Cuervo con 6 votos.

Lenin H. Tapia Abadia con 23 votos.

Siendo este último el vicepresidente del

AMGP Delegación Cd. del Carmen.

A las 21:30 hrs., se dio inicio a la plática “La

salud renal en la actualidad” por la

“Nefróloga” Dra. Patricia Estrada.

A las 22:05 el Ing. Luis Medrano inició con el

tema “El Sistema Petrolero y su importancia

en la Exploración”.

Se dio lectura a sus respectivos currículos y

se les hizo entrega de un reconocimiento.

Siendo las 22:55 hrs., el presidente de la

Delegación Cd. del Carmen Eduardo Gaytán

Ramírez dio por clausurada la Primera

Asamblea Ordinaria Local.

Resumen de la presentación

“La salud renal en la actualidad”

por: Dra. Patricia Estrada

La enfermedad renal crónica (ERC)

actualmente es la 11a. causa de muerte a

nivel mundial. Se estima que 850 millones de

personas en el mundo padecen enfermedad

renal por diversas causas, provocando al

menos 2.4 millones de muertes al año.

Las enfermedades renales surgen

frecuentemente de condiciones sociales

como pobreza, discriminación de género,

falta de educación, riesgos laborales y

contaminación, entre otros.

A pesar de que la enfermedad renal se

puede prevenir en algunos casos, es

frecuente que los pacientes necesiten

tratamientos de por vida, como

medicamentos, diálisis, hemodiálisis o

trasplante renal, los cuales en muchos casos

son inalcanzables.

Este año, el Día Mundial del Riñón se

propone concientizar sobre la alta y

creciente carga de la enfermedad renal en

todo el mundo y la necesidad de estrategias

para su prevención y tratamiento, el lema de

este año "Salud renal para todos, en todas

partes" hace un llamado para alcanzar una

cobertura de salud universal, especialmente

para la prevención y el tratamiento temprano

de la enfermedad renal. Como parte de estas

estrategias preventivas se consideran

8 Reglas de Oro para el cuidado de los

riñones.

Mantenerse en forma y activo

GACETA AMGP 2 |

Informe de Asamblea - Delegación Cd. del Carmen GACETA AMGP 3 |

Mantener un control regular de los

niveles de glucosa en sangre

Comer saludablemente y mantener

tu peso bajo control

Mantener una ingesta de líquidos

saludables

NO fumar

NO automedicarse

Checar tu función renal si tienes uno o

más factores de alto riesgo

Recordemos que la enfermedad renal se

puede prevenir, retrasar y/o mantener bajo

control cuando se implementan las medidas

necesarias para ello, de ahí la importancia de

acudir regularmente al médico si tenemos uno

o más problemas de salud.

Origen y Evolución de la

AMGP Delegación

Cd. Del Carmen M. En C. Francisco Javier Ángeles Aquino,

Ing. Héctor Melo Amaro

Como consecuencia del descubrimiento del

campo petrolero Chac en 1976, Cd. del

Carmen se constituyó en un distrito de

Pemex que dependía de la Zona Sur,

cuya sede se encontraba en Coatzacoalcos

Veracruz; por lo tanto, la Delegación de la

AMGP se localizaba en esta ciudad y los

asociados que radicaban en la Isla

únicamente pagaban sus cuotas pero no

participaban de las asambleas, reuniones,

ni demás beneficios que existían en el lugar

sede.

En aquel entonces, el representante local era

el Ing. Ulises Fuentes López, Superintenden-

te de Exploración en el Distrito de

Cd. del Carmen. Con el auge de la industria

petrolera, el distrito se constituyó en la Zona

Marina, y por ende, se creó la Delegación

Cd. del Carmen en 1986 y en este periodo de

transición, se nombró como primer

presidente al Ing. Rosalío Hernández García,

en 1988.

Le continuaron en sucesión los ingenieros:

Jorge Ferreiro Minero, Francisco Javier

Angeles Aquino, Víctor Garduza Rueda,

Cesar Cabrera Cuervo, José Ruiz Morales,

Jesús Patiño Ruiz, Alberto Aquino López,

Sergio Hernández García, Enrique Ortuño

Maldonado, José Vicente Ortega González,

José Robles Nolasco, y Roberto Rojas

Rosas.

A partir de la administración de Enrique

Ortuño, se perdió la continuidad debido a

que, por cuestiones de trabajo, los

presidentes eran movilizados a otras

regiones y no les era posible cumplir con las

actividades propias de su cargo, como

sucedió con Enrique Guzmán Vera, quien no

pudo ejercer sus funciones como presidente.

El antepenúltimo presidente fue Jaime Javier

Ríos López, quien fue sucedido por José

Jesús Monroy Santiago, que en corto periodo

renunció al cargo, dejando en su lugar al Ing.

Eduardo Gaytán Ramírez, quien es el actual

Presidente de esta Delegación.

Membrecía

Los primeros asociados de la delegación

recién creada eran los mismos que

anteriormente enviaban sus cuotas a la

delegación Coatzacoalcos antes de que esta

se creara, lo integraba principalmente

personal de tierra aunque también había

personal de plataforma, gente recién llegada

de otras zonas y personal de nuevo ingreso.

A continuación se enlistan los asociados de

ese entonces:

Adrián Díaz Cuevas Alfredo Hernández Chávez Andrés Portillo Rivera Arturo Pérez Aldana Crescencio Cabrera Toledo Crescencio Méndez Cadena Dionisio Chávez Vázquez Enrique Ortuño Maldonado Enrique Reyes Tovar Esteban Soriano Mercado Fidel Vázquez Ramírez Fidencio Díaz Zamora Francisco Javier Angeles Aquino Francisco Javier García Genis Francisco Sánchez Esqueda Esteban Soriano Mercado

Origen y Evolución de la AMGP Delegación Cd. Del Carmen GACETA AMGP 4 |

Fidel Vázquez Ramírez Fidencio Díaz Zamora Francisco Javier Angeles Aquino Francisco Javier García Genis Francisco Sánchez Esqueda Jesús García Hernández Jesús Patiño Ruiz Jorge Ferreiro Minero Jorge Stanford Bestt Jorge Tenorio Lavín José Raúl Quinteros Carrillo Juan Santiago Peña García Lázaro Moreno Lara Manuel Terán García Marcos Millánd Padrón Mario Cal y Mayor Pablo Castillo Zavala Rodolfo Elías Juárez Gómez Román Landeros Flores Rosalío Hernández García Sergio Hernández García Sergio Ruiz Molina Víctor Garduza Rueda

Una vez constituida la delegación se

procedió a elaborar su decálogo y se publicó

en la revista local recién creada. A medida

que crecía la Región Marina fue aumentando

el número de asociados, actualmente cuenta

con 126 asociados. Durante todas las

gestiones se intentó aumentar la membrecía

y en todas ellas hubo altas y bajas por

razones diversas, durante la gestión del

Ingeniero Francisco Javier Angeles Aquino,

con el desarrollo del simposio internacional,

se inscribieron una gran cantidad de

participantes, sobre todo extranjeros,

aumentando grandemente la membrecía, sin

embargo, no se les dio seguimiento a estos

asociados y se perdieron.

Durante la gestión del Ing. Enrique Ortuño

Maldonado se logró incrementar la

membrecía al doble gracias a métodos de

motivación como convivencias, excursiones y

cursos y talleres, Durante la gestión del

Ingeniero Roberto Rojas Rosas se intentó

aumentar la membrecía con los alumnos de la

carrera de Geología de la UNACAR, pero no

se pudo lograr por falta de comunicación entre

la asociación y las autoridades de la

Universidad. Hoy en día, debido a los

cambios en los que se encuentra involucrada

la empresa la membrecía ha disminuido y es

uno de los principales retos que tiene esta

administración por resolver.

Origen y Evolución de la AMGP Delegación Cd. Del Carmen GACETA AMGP 5 |

Bienio 2018-2020 Bienio 2016-2018

Ing. Jaime Javier

Ríos López

Bienio 2014-2016

Ing. Jorge Javier

Morales González

Bienio 2012-2014

Ing. Roberto

Rojas Rosas

Bienio 2010-2012

Ing. José

Robles Nolasco

Ciclo 2019-2020

Ing. Eduardo

Gaytán Ramírez

Ciclo 2018-2019

Ing. José Jesús

Monroy Santiago

Bienio 2008-2010

Ing. José Vicente

Ortega González

Bienio 2006-2008

Ing. Enrique

Ortuño Maldonado

Bienio 2004-2006

Ing. Sergio

Hernández García

Bienio 2002-2004

Ing. Alberto

Aquino López

Bienio 2000-2002

Ing. Jesús

Patiño Ruiz

Bienio 1998-2000

Ing. José

Ruiz Morales

Bienio 1996-1998

Ing. Cesar

Cabrera Cuervo

Bienio 1994-1996

Ing. Víctor

Garduza Rueda

Bienio 1992-1994

Ing. Francisco

Javier Ángeles

Aquino

Bienio 1990-1992

Ing. Jorge

Ferreiro Minero

Bienio 1988-1990

Ing. Rosalío

Hernández García

Bienio 1986-1988

Ing. Ulises

Fuentes López

Presidentes de la AMGP Delegación Cd. del Carmen

Origen y Evolución de la AMGP Delegación Cd. Del Carmen GACETA AMGP 6 |

Rocas y Minerales: Pirita

Significado: “pyros” raíz griega que significa

fuego (por emitir chispa al frotar con otros

metales).

Composición: Mineral del grupo de los

Sulfuros.

Fórmula química: FeS2

Sistema de cristalización: Sistema cúbico.

Color: Amarillo latón claro y en ocasiones

oscuro debido apátina de oxidación.

Brillo: Metálico.

Dureza: 6-6.5 en la escala de Mohs.

Peso específico: 4.90-5.10 g/cm3.

Ocurrencia:

La pirita se encuentra en gran variedad de

rocas sedimentarias, ígneas y metamórficas.

Especialmente asociada a sulfuros de

importancia económica en yacimientos

alrededor del mundo. Aquí se trata la

ocurrencia de la pirita en relación con su

origen en rocas sedimentarias y yacimientos

de hidrocarburos.

Origen:

La formación de pirita en ambientes

sedimentarios tiene dos orígenes: Pirita

formada al momento del depósito

como precipitado químico sinsedimentario y

pirita diagenética, formada por procesos

diagenéticos durante el sepultamiento de los

sedimentos.

Para el primer caso, la pirita sinsedimentaria

se forma por la precipitación química directa

en la columna de agua que contiene ácido

sulfhídrico (H2S) en solución y minerales de

hierro.

Este modo de ocurrencia es posible en

ambientes sedimentarios tipo euxínico que

corresponden a lagos o a cuencas marinas

muy restringidas con condiciones reductoras

o carentes de oxígeno y con gran contenido

de materia orgánica (el mar negro es un

ejemplo actual de un ambiente sedimentario

con estas condiciones). En este tipo de

cuencas euxínicas donde el H2S está

presente en la columna de agua, la pirita

framboidal se puede formar en la interface

agua-sedimento (Wilkin y Banes, 1997).

Por su parte, la pirita diagenética se forma

dentro de los sedimentos marinos normales,

los que se depositan bajo una columna de

agua con oxígeno. Aquí la producción del

H2S necesario para la precipitación de pirita

no se obtiene de la columna de agua como

en un ambiente euxínico, sino que se

produce por reacciones de reducción de

sulfato. Estas reacciones se llevan a cabo en

ambientes diagenéticos somero o temprano a

baja temperatura y rara vez en ambientes

tardíos o profundos y de alta temperatura.

La formación de pirita durante la diagénesis

temprana depende de la cantidad de

suministro de materia orgánica disponible, el

sulfato disuelto y los minerales de hierro que

intervienen en la reacción (Swits and

wilking, 1998). Este proceso de precipitación

de pirita se lleva a cabo por la acción de

bacterias reductoras de sulfato (BSR) que

GACETA AMGP 7 |

Mineral:

Pirita

Rocas y Minerales: Pirita

consumen carbono orgánico+sulfato y

producen ácido sulfhídrico (H2S).

La pirita se forma consecuentemente por la

reacción de este H2S biogénico con los

minerales de hierro reactivos. La

precipitación de esta pirita diagenética es de

tipo framboidal y generalmente se interpreta

como indicativa de ambientes poco

profundos y de baja temperatura, en la que

casi todos los microbios que reducen sulfato

dejan de metabolizar (Wilkin y Barnes, 1997;

Machel, 2001).

La pirita framboidal deriva su nombre de

framboide que es un agregado microscópico

esférico a subesférico de microcristales

equidimensionales. Según Ohfuji y Rickard

(2005), los framboides pueden variar entre 5

a 20μm y raramente hasta 250μm de

diámetro. Los microcristales son

romboédricos que varían en tamaño dese

0.1 a 20 μm, generalmente <2μm en

diámetro. La pirita generada por este proceso

de Reducción Bacteriana de Sulfato (BSR)

típicamente se forma al inicio como racimos

dispersos de framboides que después

recristalizan con el sepultamiento a formas

más estables con cristales subhedrales y

anhedrales.

Finalmente, la pirita diagenética tardía se

forma en la interacción de hidrocarburos o

Kerógeno y sulfatos disueltos en salmueras

que son reducidos a H2S bajo condiciones

de alta temperatura en un proceso

denominado Reducción Termoquímica de

Sulfato (TSR), proceso que ocurre en

entornos geológicos con temperaturas de

100 a 140°C y en ocasiones de hasta 160°C

(Machel, 2001).

Referencias

Machel H.G, 2001, Bacterial and thermochemical

sulfate reduction in diagenetic settings - old and

new insights. Sedimentary Geology, 140 (2001)

143-175.

Ohfuji, H., and Rickard, D., 2005, Experimental

synthesis of framboids -a review: Earth-Science

Reviews, v. 71, p. 147–170.

Swits and wilking 1998, Pyrite formation in the

water column and sediments of a meromictic lake.

Geology; December 1998; v. 26; no. 12;

p. 1099–1102.

Wilkin, R. T., and Barnes, H. L., 1997, Pyrite

formation in an anoxic estuarine basin: American

Journal of Science, v. 297, p. 620–650.

GACETA AMGP 8 |

Pirita.

Pirita framboidal.

Modelo de Dolomitización por Agua Marina

Resumen

Este trabajo documenta la propuesta de un

modelo conceptual de dolomitización por

agua marina y su influencia en la porosidad

de los yacimientos del Cretácico en el Golfo

de México. La aproximación al origen de la

dolomitización se llevó a cabo mediante la

aplicación sistemática de técnicas

petrográficas y geoquímicas. Estas técnicas

comprenden la petrografía de luz transmitida,

catodoluminiscencia, microtermometría de

inclusiones fluidas, isotopía de carbono y

oxígeno y elementos traza. Mediante la

petrografía de luz transmitida, se definieron

8 texturas de dolomitas, incluyendo dolomita

de reemplazamiento y cementos. El estudio

de evolución textural fue evaluado con la

técnica de catodoluminiscencia y mostró que

las dolomitas presentan texturas recristaliza-

das en forma parcial, de manera que

texturalmente representan recristalización no

significativa. Los estudios de inclusiones

fluidas mostraron que las dolomitas de la

matriz precipitaron a bajas temperaturas ya

que contienen inclusiones monofásicas y

escasas inclusiones bifásicas en zonas

recristalizadas. Por otro lado, los estudios

microtermométricos en sobrecrecimientos

de cemento de dolomita y por tanto no

relacionados con la dolomitización masiva de

la matriz, evidenciaron eventos tardíos con

temperaturas de homogeneización que

varían de 70-136ºC.

Los resultados geoquímicos de las dolomitas

de la matriz mostraron, tanto para los

isótopos de carbono y oxígeno, como para

los elementos traza, valores que relacionan

la dolomitización a un origen de agua marina.

Sobre estos fundamentos, el modelo

propuesto considera que el origen de la

dolomitización fue a partir de agua marina

evolucionada a profundidades intermedias,

a través del bombeo de magnesio en un

sistema abierto de convección térmica de

media-celda o tipo “Kohout”.

Introducción

Es conocido que los mayores yacimientos

de hidrocarburos y de mejor calidad se

encuentran en unidades dolomitizadas este

hecho contrasta con la escasez de modelos

de dolomitización que expliquen este proceso

y sus consecuentes implicaciones en el

desarrollo de porosidad secundaria y

fracturamiento. Para la postulación del

modelo de dolomitización, se ha empleado

una metodología que reúne las técnicas

petrográficas y geoquímicas más utilizadas

para estudios de origen de dolomitas.

Los estudios de caracterización de dolomitas

y evolución textural permitieron clasificar los

tipos de dolomitas tanto en matriz como en

estudios de catodoluminiscencia.

La información derivada de estos estudios

petrográficos conformó el marco de

interpretación, así como los criterios de

muestreo para los análisis geoquímicos de

dolomitas y estudios de inclusiones fluidas.

GACETA AMGP 9 |

Modelo de Dolomitización por Agua Marina

Autores: María de Jesús Correa López (PEMEX),

Juan Antonio Balleza Correa (PEMEX),

Ricardo Martínez Ibarra (CORELAB)

Modelo de Dolomitización por Agua Marina

La aplicación de las técnicas geoquímicas

permitió postular un modelo conceptual de

dolomitización para la zona de estudio.

Métodos y Técnicas

La metodología empleada involucra las

técnicas de análisis petrográfico y

geoquímico más usadas en estudios

enfocados a caracterizar el origen de la

dolomitización (Allan y Wiggings 1993,

Machel 2004). Esta metodología comprende

la aplicación sistemática de las técnicas de

petrografía de luz transmitida y petrografía de

catodoluminiscencia; así como, técnicas

geoquímicas de isotopía estable de carbono

y oxígeno, concentraciones de elementos

traza y microtermometría de inclusiones

fluidas.

Los estudios petrográficos de evolución

textural de dolomitas se realizaron a

130 secciones delgadas pulidas y se llevaron

a cabo mediante el uso de un microscopio

petrográfico que posee una lámpara de

halógeno para luz transmitida y una lámpara

de mercurio para emisión de luz ultravioleta.

Estos estudios se practicaron con el fin de

reconocer tipo de dolomita, arreglo y tamaño

de cristales, así como la caracterización del

tipo de cemento en vúgulos y fracturas.

También fue usada la técnica de

catodoluminiscencia para evaluar el grado de

recristalización de la dolomita en la matriz

y sobrecrecimientos en los cementos.

Para llevar a cabo este tipo de análisis se

utilizaron secciones delgadas pulidas.

Que fueron analizadas bajo un haz de

electrones en un luminoscopio de cátodo frío

montado en un microscopio petrográfico

convencional.

Los análisis petrográficos y

microtermométricos de inclusiones fluidas se

llevaron a cabo en 16 preparaciones

doblemente pulidas de microscopio

petrográfico con fluorescencia UV y una

platina de calentamiento-enfriamiento

acoplada a un microscopio petrográfico.

Se obtuvo la temperatura de

homogeneización. Los estudios geoquímicos

se aplicaron en la matriz y clastos de la roca,

así como en cementos diagenéticos de

calcita y dolomita. Para los estudios de

isotopía de carbono y oxígeno, se obtuvieron

las relaciones isotópicas de δ18O y δ13C en

unidades ‰ en un espectrómetro de masas,

y finalmente las concentraciones en ppm de

los elementos traza: Fe, Mn, Sr y Na en un

equipo ICP-OES.

Discusión de resultados

Clasificación y evolución textural de

dolomitas

Los estudios petrográficos fueron realizados

dentro del contexto de la clasificación de

Sibley y Gregg (1987) y la tabla para tamaño

de dolomitas de Folk, 1962, derivando en una

clasificación particular de los grupos

texturales como se muestra en la tabla 1.

GACETA AMGP 10 |

Modelo de Dolomitización por Agua Marina

La clasificación propuesta abarca los tipos de

dolomitas presentes en las unidades

dolomitizadas del Cretácico. Se determinaron

ocho texturas (Figuras 1 y 2) que son en

general producto de procesos de

dolomitización por reemplazamiento

pseudomórfico, reemplazamiento no

pseudomórfico y precipitación de cementos.

Se considera reemplazamiento

pseudomórfico aquel en el que la dolomita

crece en continuidad óptica con el material

que es reemplazado por lo que la textura

original se preserva.

En cambio, el reemplazamiento

no-pseudomórfico es aquél en el que

escasean los sitios de nucleación y no se

conserva la textura original del material

reemplazado. Por último, cemento de

dolomita se refiere a cualquier dolomita que

rellena un poro, sin reemplazar a un

cemento precursor (Sibley 1982).

GACETA AMGP 11 |

DOLOMITIZACIÓN SIBLEY & GREGG,1987 CLASIFICACIÓN PROPUESTA

Reemplazamiento

pseudomórfico

Dolomita criptocristalina de reem-

plazamiento pseudomórfico parcial

a total de fragmentos

a) DRCC Dolomita de reemplaza-

miento criptocristalina

Reemplazamiento

mpseudoórfico

Dolomita unimodal planar-s

cristalina muy fina de reemplaza-

miento pseudomórfico parcial a

total de fragmentos y matriz

b) DRMf Dolomita de reemplaza-

miento muy fina

Reemplazamiento

pseudomórfico

Dolomita unimodal planar-s cristali-

na fina a de reemplazamiento

pseudomórfico parcial a total de

fragmentos y matriz

c) DRF Dolomita de reemplaza-

miento fina

Reemplazamiento

no pseudomórfico

Dolomita polimodal planar-e a

planar-s , cristalina media, reem-

plazamiento no pseudomórfico de

fragmentos y matriz

d) DRM Dolomita de reemplaza-

miento media

Dolomita polimodal cristalina grue-

sa planar-s a no planar de reem-

plazamiento no pseudomórfico de

fragmentos y matriz

e) DRG Dolomita de reemplaza-

miento gruesa

Cementos Dolomita unimodal a polimodal

planar-c en relleno de cavidades

y fracturas

f) DCM Cemento dolomita cristali-

na media

Dolomita polimodal planar-c en

relleno de cavidades y fracturas

g) DCG Cemento dolomita gruesa

Dolomita polimodal no planar en

relleno de cavidades y fracturas

h) DCB Cemento de dolomita

barroca

Tabla 1. Clasificación textural de dolomitas

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 12 |

Figura 1. Tipos de dolomitas de reemplazamiento en matriz.

Figura 2. Tipos de dolomitas en cementos.

Modelo de Dolomitización por Agua Marina

La característica más relevante en la

evolución textural de dolomitas es la

recristalización, es el resultado del cambio

que ocurre con las propiedades

petrográficas, mineralógicas y geoquímicas

de la dolomita con el sepultamiento (Machel,

1997, Mounjoy, 2000). Mediante la técnica de

catodoluminiscencia se identificaron las

dolomitas recristalizadas. Se observó que la

recristalización es no significativa ya que

afecta la textura original de manera

incipiente. También se observaron algunas

muestras de cemento con sobrecrecimientos

y evidencias de recristalización en los

mismos.

Generalmente la dolomitización por

reemplazamiento que no ha sufrido

recristalización presenta luminiscencia

uniforme. La recristalización en las muestras

se identificó donde la luminiscencia presenta

emisiones brillantes y atenuadas y/o con

diferentes tonos en color distribuidas

heterogéneamente en la matriz o localizada

en zonas de los cristales de dolomita de

reemplazamiento o de cemento (figura 3).

El grado de recristalización en las dolomitas

fue evaluado y registrado en tablas que

fueron tomadas en consideración para el

muestreo geoquímico.

GACETA AMGP 13 |

Figura 3. Texturas con recristalización en matriz (MR), recristalización en cemento (CR) así como

sobrecrecimientos de dolomita en cemento (DS).

Microtermometría de Inclusiones fluidas

Los estudios de inclusiones fluidas fueron

aplicados a 16 muestras de cementos

diagenéticos de dolomita y calcita que

precipitaron en espacios y fracturas en

unidades dolomitizadas cretácicas.

El estudio de microtermometría en dolomitas,

básicamente fue realizado en inclusiones

primarias alojadas en sobrecrecimientos de

cristales de dolomita planar-c (DCG) y

dolomita barroca (DCB) (Figura. 4).

Las temperaturas de homogenización

(Th) obtenidas en inclusiones primarias de

H2O en las dolomitas varían en un rango

entre 70 y 136ºC (Fig.5). Las primeras

fueron medidas en sobrecrecimientos de

dolomita de la matriz por lo que el dato

obtenido puede deberse a recristalización

además de la presencia de inclusiones

fluidas monofásicas. Mientras que los valores

de 90-136°C fueron obtenidos en las zonas

representativas de etapas tardías de

crecimiento de cemento de dolomita barroca

(figura 4). Los resultados de Th pueden

diferenciar tres eventos de temperatura; un

evento a 70-80ºC, los cementos estudiados

con temperaturas de 115 a 136ºC (figura 5).

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 14 |

Figura 4. Inclusiones fluidas primarias (IFH2O) en sobrecrecimientos de dolomita barroca (DCB).

Los cementos de calcita presentaron

inclusiones primarias bifásicas de agua

(figura 6a) e inclusiones secundarias de

hidrocarburos (figura 6b). Las calcita

(figura 6) presentaron valores donde en

general se pueden diferenciar dos grupos de

acuerdo a temperaturas de homogeneización

de inclusiones fluidas primarias contenidas

en los cristales de los rangos de Th;

94-110ºC y 125-136ºC (figura 7).

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 15 |

Figura 5. Eventos de temperatura en cemento de dolomita (CD).

Figura 6. a) Inclusiones fluidas primarias (IFH2O) en calcita b) inclusiones de hidrocarburos (IFHC).

Geoquímica

Para los estudios geoquímicos fueron

analizadas 60 muestras reemplazamiento en

matriz, 3 a calizas y 15 a cementos de

dolomita y calcita. En el muestreo de las

dolomitas de matriz están representadas las

diferentes texturas derivadas de estudios de

evolución textural. Los cementos de dolomita

básicamente corresponden a dolomita

planar-c (DCG) y dolomita barroca (DCB),

mientras que las calcitas son de tipo

escalenoédrica y en bloque. El objetivo

primordial de estos estudios fue caracterizar

el origen del fluido dolomitizante y definir si

las dolomitas fueron formadas a bajas o altas

temperaturas y en ambientes de

representativas de los campos del APKMZ.

De las 60 muestras 42 correspondieron a

dolomitas de sepultamiento somero,

intermedio o profundo.

Isotopía de Cabono y Oxígeno

Comúnmente, los análisis isotópicos de

carbono y oxígeno son usados para

diferenciar dolomitas de baja o alta

temperatura. Para este fin se usó la

metodología de Allan y Wiggings (1993) que

consiste en determinar el origen de una

dolomita por medio de la comparación de sus

rangos de composición isotópica de la

dolomita en estudio contra los valores

isotópicos de otras dolomitas cuyo origen ha

sido establecido por técnicas petrográficas y

geoquímicas. Estos autores encontraron que

las dolomitas formadas en ambientes de baja

temperatura (cercanos a la superficie)

presentan valores de δ18O‰ más positivos

que -6.5% y las dolomitas tardías formadas

durante el sepultamiento presentan valores

de δ18O% que son más negativos que -2.5

%. De esta manera las dolomitas más

positivas que -2.5‰ tendrían un origen de

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 16 |

Figura 7. Eventos de temperatura (Th) en cemento de calcita (CC).

Baja temperatura y las dolomitas más

negativas de -6.5‰ un origen de alta

temperatura. La zona de traslape entre -2.5%

y -6.5%, correspondería a dolomitas que

pueden ser asignadas a uno u otro origen.

Los resultados isotópicos de carbono (C) y

oxígeno (O) se muestran en la Fig.8 donde

se han representado las zonas de dolomita

de baja y alta temperatura. La gráfica

muestra que las dolomitas de reemplaza-

miento o de la matriz, en su gran mayoría

caen en la zona de dolomitas de baja

temperatura, lo mismo ocurre con los

cementos de dolomita. Por otro lado los

cementos de calcita se presentan en la zona

de alta temperatura. Solo tres muestras de

cemento y tres de matriz caen en la zona de

origen indeterminado. Estos resultados

permiten establecer tres consideraciones

principales de interpretación;

1) Las dolomitas en la matriz, que

representan la dolomitización masiva, están

ligadas a un origen de dolomitización de baja

temperatura y relacionadas a modelos de

dolomitización de ambientes someros o

intermedios; 2) Los cementos de dolomita

isotópicamente están relacionados en

general a la dolomita en la matriz;

3) El origen de los cementos de calcita es

tardío relacionado con ambientes de

sepultamiento profundo y de mayor

temperatura.

Por otro lado el amplio rango mostrado por

los valores de δ18

O en dolomita de la matriz

puede deberse a recristalización parcial

como es evidente en algunas texturas

petrográficas. Los valores para las tres

calizas analizadas son muy próximos con la

línea base de los referenciados en la

literatura para el δ18

O de carbonatos del

Cretácico con el intervalo de

-2.3 a 0.9 (Lohmman y Walker, 1989).

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 17 |

Figura 8. Resultados isotópicos en dolomita de reemplazamiento y cementos

de dolomita y calcita.

El valor de δ13

C de una dolomita

refleja el valor del carbonato precursor y en

algunas ocasiones la influencia de

hidrocarburos o materia orgánica. Debido a

que el C no se fracciona con la temperatura,

el valor de δ13

C provee información confiable

de la fuente del carbón en el carbonato.

Los valores entre 0 y 4 son típicamente

marinos. Los valores de la dolomita de matriz

registrados en este estudio caen dentro de

este rango para agua marina. Los valores

negativos de δ13

C encontrados en el cemento

de calcita podrían reflejar por lo tanto un

origen donde la diagénesis de materia

orgánica esté involucrada.

Elementos traza

Los elementos traza de fierro (Fe) y

manganeso (Mn) están presentes en

cantidades muy bajas en agua marina pero

tienden a incrementarse durante episodios

tardíos de recristalización diagenética

durante el sepultamiento (Tucker y Wright,

1990). El Fe contenido en dolomita de

reemplazamiento en matriz muestra valores

para la mayoría de las muestras menores de

1000 ppm y para los cementos diagenéticos

de calcita y dolomita menores a 300ppm.

Con algunas excepciones tanto para los

cementos y la dolomita en la matriz los

valores de Fe son muy consistentes

(figura 9).

Las concentraciones de Fe para la dolomita

en matriz y cementos presenta valores

contenidos dentro del rango reportado para

aguas marinas (valores para dolomitas a

partir de agua marina Fe: 10-2000 ppm,

Saller 1984). Los contenidos moderados de

Fe en las dolomitas de reemplazamiento

pueden estar relacionados con el contenido

de pirita de las calizas precursoras,

principalmente en aquellas con llevó a cabo a

partir de agua marina evolucionada a

profundidades contenido inicial importante de

materia orgánica. El bajo contenido de Fe de

las dolomitas en los cementos también puede

indicar que el Fe a mayores profundidades

haya sido captado para formar pirita o

marcasita. Otra explicación podría indicar

que estos cementos no precipitaron en

ambientes muy profundos.

Los valores del Mn en los cementos

diagenéticos y la matriz caen en el rango de

< 400 ppm, la mayoría <200 ppm (figura10).

Gran parte de estos datos están dentro de

los promedios para agua marina

(Mn: 5-275ppm; Saller 1984), los valores más

altos pueden explicarse por recristalización

de la matriz durante el sepultamiento o bien

que la dolomitización también se moderadas

donde el Mn en solución también aumenta.

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 18 |

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 19 |

Figura 9. Concentración de Fe en ppm.

Figura 10. Concentración de Mn en ppm.

Las concentraciones de estroncio (Sr) de

< 100 ppm (fig.11) en las dolomitas de matriz

y de cemento están en general bajas

respecto del rango para dolomitas generadas

a partir de agua marina (50-850 ppm,

Vahrenkamp y Swart 1990). Estos valores

son suficientemente bajos para considerar

que el Sr ha sido removido por

recristalización durante el sepultamiento.

Los valores de sodio (Na) de 1000 a 1500

ppm (fig.12) son congruentes con valores

agua de mar y agua de mar evaporada.

Los niveles de Na son relativamente altos en

dolomitas marinas. En dolomitas modernas

alcanzan valores de 1000-3000 ppm (Land y

Hoops 1973). En contraste las dolomitas

antiguas tienen solo unas cuantas centenas

de ppm (Warren, 2000). Parte del Na en la

matriz como en los cementos de dolomita y

calcita puede estar contenido en inclusiones

fluidas.

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 20 |

Figura 11. Concentración de Sr en ppm.

Modelo de dolomitización

El modelo propuesto corresponde a un

modelo de agua marina evolucionada a un

ambiente de sepultamiento intermedio.

Este modelo considera tres requisitos para la

dolomitización masiva: unidad permeable,

fuente de magnesio y un mecanismo de

bombeo de magnesio.

Unidad permeable

Para que ocurra dolomitización a gran esca-

la es requisito que las unidades sean

permeables. Se considera en este trabajo

que la dolomitización de las unidades

carbonatadas del Cretácico fueron

dolomitizadas durante la compactación físi-

ca pero reteniendo gran porosidad y

permeabilidad antes que las estilolitas fueran

formadas, es decir antes de la compactación

química.

Este argumento se apoya en características

texturales de cristales de dolomita que

presentan contactos suturados y afectados

por estilolitas de compactación lo que

evidencia que la dolomitización se llevó a

cabo previa a la compactación química.

De acuerdo con Machel (2004) la dolomita

masiva puede explicarse en una etapa inicial

con la precipitación de protodolomita y su

posterior desarrollo como dolomitización

masiva cuando esta alcanza profundidades

donde aún sean permeables las unidades

pero con suficiente temperatura para el

desarrollo de la dolomitización.

Fuente de Magnesio (agua marina)

La dolomitización es un proceso de

reemplazamiento secundario de carbonato

de calcio por dolomita. Una solución debe

estar supersaturada con respecto a dolomita

antes de que esta reacción química

suceda, y suficiente magnesio es necesario

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 21 |

Figura 12. Concentración de Na en ppm.

para una dolomitización total. Los datos

isotópicos y de elementos traza discutidos en

este estudio permiten postular al agua marina

como la fuente principal para la

dolomitización en el área de estudio.

De acuerdo con Land 1985, la única fuente

de magnesio no finita es el agua de mar, esta

proveería el suficiente Mg para una

dolomitización masiva como la que está

presente en los yacimientos estudiados.

Land 1980, postuló además que la

dolomitización masiva a gran escala en un

sistema cerrado es imposible y que para un

sedimento carbonatado promedio, la cantidad

de dolomita generada por dolomitización

sería únicamente de 15% en peso. Por lo que

el agua marina conforma un sistema abierto

y es el único fluido disponible en grandes

cantidades capaz de dolomitizar a gran

escala rocas carbonatadas antes de ser

sepultadas (Land, 1985).

Mecanismo de bombeo de Magnesio

El mecanismo de bombeo para el modelo

propuesto está representado por el estableci-

miento de un sistema de convección térmica

tipo “Kohout”. Este sistema se crea donde

aguas oceánicas frías entran en

contacto con aguas de plataforma tibias.

Una vez generado el sistema convectivo,

el agua marina penetra en el sustrato marino

por densidad y a medida que se profundiza

va adquiriendo temperatura y disminuyendo

densidad. Posteriormente estas aguas se

dirigen a superficie induciéndose de esta

manera el sistema de convección térmica.

En su trayectoria dichas aguas proveen del

magnesio necesario para la dolomitización.

La figura13 muestra del modelo propuesto

donde la dolomitización se llevaría a cabo

conforme las unidades cretácicas entran al

ambiente propicio para la dolomitización a

profundidades intermedias (1 Km) y mayores

temperaturas.

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 22 |

Figura. 13 Modelo de dolomitización por agua

marina tipo ”Kohout”.

Conclusiones

Fueron reconocidas cinco texturas de

dolomitización por reemplazamiento de las

cuales la DRCC, DRMf, DRF y DRM son

consideradas como de origen de baja

temperatura y asociadas a dolomitización

relacionada a agua marina en ambientes

diagenéticos someros.

Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 23 |

La dolomita de reemplazamiento con textura

DRG presenta las mayores evidencias de

recristalización.

Las dolomitas de reemplazamiento de matriz

contienen inclusiones fluidas monofási-

cas evidenciando precipitación a partir de

fluidos de bajas temperaturas.

Los estudios microtermométricos en

sobrecrecimientos de cementos de dolomita

reflejan al menos tres eventos de acuerdo a

sus temperaturas de homogeneización,

evento 1 a 70-80ºC; evento 2 a 90-110ºC y

evento 3 de 115-136ºC.

Las temperaturas de homogeneización de

94-110ºC y 125-136ºC son evidencia de dos

eventos de precipitación de calcita en

ambientes diagenéticos profundos.

Los datos isotópicos de C y O evidencían

que la dolomitización por reemplazamiento

se llevó a cabo a partir de agua de mar.

Las concentraciones de elementos traza de

Fe, Mn y Na representan fluidos relacionados

con agua marina.

Los valores de la concentración de Sr son

bajos en comparación con los datos

reportados para agua marina y refleja la

evolución de la dolomita con el

sepultamiento.

El modelo conceptual de dolomitización para

los yacimientos estudiados considera que el

origen de la dolomitización fue a partir de

agua marina evolucionada a profundidades

intermedias a través del bombeo de

magnesio en un sistema abierto de

convección térmica de media-celda o tipo

“Kohout”.

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Modelo de Dolomitización por Agua Marina GACETA AMGP 24 |

Provincia Petrolera: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 25 |

Provincias Petroleras de

México: Cuenca Sabinas

En este capítulo de la revista de la AMGP

Delegación Cd. del Carmen, se incluye una

síntesis descriptiva de la primera Provincia

Petrolera de México, la Cuenca de Sabinas y

Burro Picachos.

ANTECEDENTES

En nuestro país las actividades exploratorias

enfocadas a encontrar yacimientos de

hidrocarburos datan desde finales del siglo

XIX. Desde su inicio como empresa,

Petróleos Mexicanos ha explorado el terri-

torio nacional y para su prospección, para

ello lo dividió en grandes áreas de

exploración que denominó “provincias

geológicas” y las clasificó en terrestres y

marinas.

Basado en estas provincias geológicas,

actualmente se han definido las principales

provincias Petroleras de México como áreas

donde ocurren cantidades comerciales de

petróleo, considerando los principales

campos productores y tipo de hidrocarburo;

producción acumulada, reservas 3P y

estimación de recursos prospectivos.

La figura 1, muestra la distribución de estas

provincias.

Figura 1. Mapa que indica la distribución de las provincias petroleras del país.

La Cuenca de Sabinas. Fue descubierta en

la década de 1930 con la perforación de los

pozos San Marcos-1 y San Marcos-2.

Durante los años 50s y 60s se perforaron

varios pozos que mostraron importantes

manifestaciones de gas en formaciones del

Cretácico y Jurásico. Sin embargo, fue hasta

el 1975 con la terminación del pozo Buena

Suerte-2A, productor de gas seco en

carbonatos dolomíticos de la Formación

Padilla, que se tuvo producción de

hidrocarburos en la cuenca. Posteriormente

se dieron los descubrimientos de Monclova,

Buena Suerte, Pirineo, Merced, Forastero,

Lampazos y Minero.

Con los estudios geológicos y geoquímicos

realizados en esta cuenca, se ha establecido

que las rocas generadoras principales

corresponden a las facies arcillo-calcáreas de

los miembros inferior y superior de la

Formación La Casita, en tanto que las facies

arcillo-calcáreas de la Formación la Peña del

Aptiano y las facies calcáreas de Eagle Ford

de edad Turoniano-Cenomaniano, han

contribuido en menor porcentaje a la

generación de hidrocarburos. El kerógeno de

las formaciones del Jurásico es Tipo III,

severamente alterado, variando de muy

maduro a sobremaduro con un alto índice de

transformación.

MAPA DE UBICACIÓN

La Cuenca de Sabinas se localiza en la

porción noreste de México, específicamen-

te, en la parte central del Estado de Coahuila

y occidental del Estado de Nuevo León;

ocupando un área de 42,995.8 km2.

Esta cuenca es de forma elíptica, su eje

mayor presenta un rumbo NO-SE y sus

límites están referidos a los paleo-elementos

tectónicos (como penínsulas e islas) que

prevalecieron durante el Jurásico Tardío

(figura 2).

La Provincia Geológica de Burro-

Picachos, también conocida como

Península de Tamaulipas o Arco de

Tamaulipas, se considera como una sección

adyacente de la Cuenca de Sabinas dentro

de la misma provincia petrolera. Esta

provincia cubre gran parte de la región norte

del Estado de Coahuila y región norte del

Estado de Nuevo León; con una extensión

de 5,1089 Km2.

MARCO ESTRUCTURAL REGIONAL

La figura 2 resume los principales eventos

tectónicos y su relación con las secuencias

de depósito que constutuyen la columna

estratigráfica de la Cuenca de Sabinas,

los cuales son descritos líneas abajo.

Triásico Tardío al Colloviano etapa de rift

con dirección NO-SE: A partir del Triásico

Tardío inició la segmentación y “rifting” de la

Pangea que duró hasta el Calloviano, mani-

festándose por atenuación del basamento

Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 26 |

Figura 2. Mapa de contexto Regional de ubicación

de la Provincia de Burro-Picachos y cuencas de

Sabinas.

Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 27 |

en el área, el cual se expresa como altos de

basamento (Isla de Coahuila, Península de

Tamaulipas, altos Picachos y San Carlos),

bajos de basamento (Cuencas de Sabinas y

Magicatzin) y fallas laterales de grandes

extensiones que los limitan (Mojave-Sonora,

San Marcos y La Babia). Esta etapa está

caracterizada por sedimentos de lechos rojos,

evaporitas e intrusiones de diques de

composición riolítica a andesítica.

Proto-Golfo de México: Las fallas laterales

y los movimientos de extensión asociados al

“rift” culminaron en el ciclo Oxfordiano

Superior. Posteriormente, estos eventos han

iniciado una nueva fase de generación de

corteza oceánica en el Golfo de México, que

duró hasta el Berriasiano.

Margen Pasivo-Subsidencia: Uno de los

bloques alcanzó su posición y la apertura del

Golfo de México terminada, un escenario de

subsidencia termal caracterizó en su totalidad

el Golfo de México y las cuencas a su

alrededor. Basamentos formados durante la

etapa del “rifting” ha tenido influencia en

el significado dentro de depósitos

sedimentarios continentales y marinos del

Jurásico tardío al Cretácico tardío.

Orogénesis Laramide, ambiente de

deposición del tipo Cuenca Antepaís:

El plegamiento y fallamiento efecto de la

Orogenia Laramide ocurrió desde finales del

Cretácico hasta el Eoceno. La etapa de

margen pasivo culminó en esta región con el

inicio del evento orogénico Laramídico, el cual

está relacionado con el efecto del cambio de

vergencia de NO a SE, y de la velocidad en la

subducción de la Placa Farallón con el borde

continental Oeste de la Placa de Norteamérica.

Este evento tectónico fue el responsable de la

deformación contraccional que prevalece en el

área, de la reactivación de fallas debasamento

y la movilización de la sal.

Mioceno y Plioceno: Levantamiento a nivel

regional a lo largo del margen occidental de la

cuencadurante el Mioceno y el Plioceno.

Este levantamiento fue la fuente de gran

cantidad de material clástico depositado en la

cuenca, la plataforma continental y talud del

Golfo de México.

Medio/Superior Oligoceno: Episodio de

levantamiento y magmatismo en el margen

oriental de la Cuenca.

Figura 3. Columna Estratigráfica Regional.

MARCO ESTRUCTURAL CUENCA

SABINAS

Desde el punto de vista geológico, esta

provincia petrolera incluye la Cuenca de

Sabinas y los campos ubicados al Noreste

sobre la Península de Tamaulipas. Desde el

punto de vista tectónico, la Cuenca de

Sabinas se ha interpretado como un rift

abortado o aulacógeno asociado a la

apertura del Golfo de México. Geológicamen-

te está limitada por grandes unidades

positivas que corresponden a los elementos

paleogeográficos del Jurásico Tardío,

denominados Península de Tamaulipas, Alto

de Picachos y Alto de San Carlos (también

conocidos como Macizo El Burro-Picachos o

Arco de Tamaulipas) en el Noreste y por la

Isla de Coahuila en el Suroeste. Al Noreste

se extiende hacia la Cuenca de Chihuahua y

al Sureste limita con el Arco de Monterrey

(figura 4).

Macizo El Burro-Picachos o Arco de

Tamaulipas) en el Noreste y por la Isla de

Coahuila en el Suroeste. Al Noreste se

extiende hacia la Cuenca de Chihuahua y al

Sureste limita con el Arco de Monterrey

(figura 5).

Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 28 |

Figura 4. Eventos Tectónicos en la cuenca

Sabinas.

Figura 5. Sección estructural de la parte central de

la Cuenca de Sabinas orientación NO-SE.

Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 29 |

MARCO ESTRATIGRÁFICO

La figura 6 muestra la columna Estratigráfica

de la cuenca Sabinas e indica la edad de la

rocageneradora, así como el tipo de

hidrocarburos y de trampa.

AMBIENTE DEPOSITACIONAL

Dentro de la Cuenca de Sabinas, los

principales plays productores de hidrocarbu-

ros están constituidos por rocas del Jurásico

superior y del Cretácico. Las figuras 7 y 8

muestran los modelos esquemáticos de la

distribución de facies sedimentarias que

constituyeron los yacimientos petroleros en

esa región.

Figura 6. Columna Estratigráfica.

Figura 7. Modelo. Facies Jurásico – Formación

La Casita Titoniano Inferior.

Figura 8. Modelo: Cretácico.

Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 30 |

Figura 9. Sistemas Petroleros de Sabinas-Burro-Picachos.

Tabla 1. Propiedades geoquímicas de la roca generadora.

Roca

Generadora

Litología Tipo de

kerógeno

Carbono

Orgánico Total

COT (%)

Madurez

(Ro%)

Roca Almacén

La Casita

(Titoniano)

Arenisca calcárea de grano

fino de cuarzo y feldespato

III

< 1 a > 4 % < 0.5% a > 1.2% Secuencia de arenisca arcósicas y

conglomeráticas de las formaciones La Gloria y Olvido del Kimmerdigdiano

La Peña

(Aptiano)

Margas, lutitas y calizas

arcillosas

III 0.2 % a >3.0 % Facies calcareniticas que varían de mudstone a grainstone intercaladas

con areniscas calcáreas y calizas areno-arcillosas. Formación La Pena.

Eagle Ford

(Turoniano)

Lutitas y calizas arcillosas II y III 0.6 — 5.0 % 0.2 % a > 1.2 % - Mudstone a wackestone de bioclastos con intercalaciones de litutas y en

algunas partes cretosas (Formaciones Austin y Eagle Ford)

Relleno de Canalas constituidos por alternancias de areniscas, lutitas y

limolitas (Formaciones Upson Clay y Olmos, San Miguel y Escondido)

SISTEMA PETROLERO

La distribución del sistema petrolero de las

Provincias Petroleras Sabinas-Burro-Picachos

se muestra en la figura 9. Los polígonos rojos

con línea discontinua indican la existencia de

cuatro sistemas petroleros.

La Formación La Casita de edad Tithoniano

es el principal subsistema generador conocido

en una etapa de sobremadurez de la materia

orgánica, que proveyó los hidrocarburos

gaseosos a los plays más importantes

(La Casita, La Virgen y Cupido), su presencia

se manifiesta en las acumulaciones de los

niveles estratigráficos del Jurásico, Cretácico

Inferior y Cretácico Superior, en tanto que los

subsistemas generadores Eagle Ford y

La Peña participaron en menor proporción en

la carga de los yacimientos como se observa

en los datos geoquímicos de la tabla 1 y en

las figuras 10 y 11.

Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 31 |

La figura 11 muestra las características

isotópicas del metano en los plays La Casita,

Padilla y La Virgen. Pozos: Amuleto 1; Buena

Suerte 2-8; Florida 9; Merced 10-15; Monclova

16-23 y Progreso 24. B.- gas biogénico, T.-gas

termogénico asociado, TT.- gas termogénico

no asociado, materia orgánica sapropelítica

lipnítica (m), materia orgánica húmica (h),

ppt.- partes por millar.

Figura 10 Sección estratigráfica con reflectancia de vitrinita A - A'.

Figura 11. Diagrama de madurez térmica de las

formaciones Cupido, La Virgen, Padilla y La Casita.

EXTENSIÓN GEOGRÁFICA

La extensión del sistema petrolero de la

Formación La Casita, está identificado como

el principal subsistema conocido en una etapa

de sobremadurez de la materia orgánica,

como generador de hidrocarburos gaseosos.

Su presencia se manifiesta en las

acumulaciones de los niveles estratigráficos

del Jurásico, Cretácico Inferior y Cretácico

Superior. Los subsistemas Eagle Ford y

La Peña participaron en menor proporción en

la carga de los yacimientos de esta zona

(figura 12).

De acuerdo con los resultados de los

estudios geológicos y geoquímicos en esta

provincia, se ha establecido que las rocas

generadoras principales corresponden a las

Figura 12. Extensión Geográfica de los sistemas

petroleros de Sabinas-Burro-Picachos.

Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 32 |

Figura 13. Carta de eventos de Sabinas-Burro Picachos.

arcillo-calcáreas de la Formación La Casita;

las facies arcillo-calcáreas de La Peña y las

facies calcáreas de Eagle Ford han

contribuido en mucho menor porcentaje.

El kerógeno de las formaciones del Jurásico

es del Tipo III, el cual está severamente

alterado y varía de muy maduro a

sobremaduro, con un alto índice de

transformación del kerógeno. La generación

de gas proveniente de las rocas Jurásicas

durante el Cretácico Medio (figura 13).

Basados en los resultados del modelo

geológico- geoquímico, se plantean dos

procesos de migración ligados a la

deformación estructural: pre-laramídico

y laramídico.

RECURSOS PROSPECTIVOS

Dentro de la Cuenca de Sabinas, se

consideran cinco plays principales:

La Gloria, La Casita, Padilla, La Virgen y

Cupido, con litología siliciclástica y calcárea,

trampas de tipo estructural y estratigráfico y

productoras de gas seco (Tabla 2).

Esta Cuenca tiene contribución en la

producción nacional de hidrocarburos de

más de 400 billones de pies cúbicos (BSCF)

de gas total.

Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 33 |

PLAY ROCA ALMACEN SELLO TRAMPA TIPO DE

HIDROCARBURO

CAMPOS

La Gloria Areniscas de grano grueso a

conglomeráticas de cuarzo con

porosidad primaria intergranular y

secundaria por fracturas (La Gloria,

Oxfodiano-Kimmeridgiano)

Lutitas

(miembro

inferior de

La Casita)

Estructurales(anticlinales

laramídicos en ocasiones

afallados) en algunos casos con

componentes estratígrafico

Gas seco en

ocasiones amargo

(Titoniano)

Lampazos,

Monclova

La Casita Areniscas calcáreas de grano fino de

cuarzo y feldespatos, con

porosidad secundaria por fracturas

(La Casita, Kimmeridgiano-Titoniano)

Lutitas

(miembro

superior de

la

Casita)

Estructurales (anticlinales

laramídicos en ocasiones

afallados) en algunos casos

estratigráficos por acuñamiento

Gas seco en ocasiones

amargo (Titoniano)

Monclova,

Merced,

Forastero,

Lampazos

Padilla Calizas dolomitizadas, dolomías y

calizas arrecifales, porosidad primaria

interclistalina y secundaria por

fracturas (Padilla, Hauteriviano)

Calizas

arcillosas y

lutitas (La

Mula)

Estructurales (anticlinales

laramídicos) y estratigráficos por

cambios de facies laterales

Gas seco en ocasiones

amargo (Titoniano)

Monclova-

Buena

Suerte y

Florida

La Virgen Packstone-grainstone y micro

dolomías con porosidad primaria

intergranular y secundaria por

fracturas (La Virgen miembros I y IV,

Barremiano)

Anhidritas

(miembros

II y V de

La Virgen)

Estructurales (anticlinales

laramídicos) y estratigráficos por

cambios de facies y

combinadas

Gas seco amargo

(Titoniano)

Monclova-

Buena

Suerte y

Pirineo

Cupido Calizas arrecifales, calizas dolomíticas

porosidad primaria, intragranular,

secundaria móldica y por fracturas

(Cupido, Aptiano)

Lutitas

(La Peña)

Estructurales (anticlinales lara-

mídicos) y estratigráficas por

cambios de facies laterales

Gas seco amargo

(Titoniano)

Cuatro

Ciénegas,

Totonaca,

Casa Roja

El resumen de las características de la roca generadora en la Cuenca Sabinas se muestra en la figura 14.

Figura 14. Sabinas Burro-Picachos, Burgos – Sección.

Tabla 2. Prospectos de Fuente Convencionales - Sabinas.

REFERENCIAS

José Antonio Escalera Alcocer, 2010, Estrategia, logros y desafíos de la exploración petrolera en México. Trabajo de ingreso a la Academia de Ingeniería, Especialidad: Ingeniería Geológica.

Schlumberger, 2010, Well Evaluation Conference: WEC, México, Capítulo 1.

Instituto Mexicano del Petróleo, 2013. Presentación Colecta de muestras y cálculo de parámetros cinéticos de las rocas generadoras, Resumen IMP del estudio Vitrinite Reflectance and visual Kerogen Description of 7 Samples from México, GeoS4, Report 20130202”.

Pemex Exploración y Producción, 2010, Sistemas Petroleros de México, Versión 1.0, Subdirección Técnica de Exploración, equipo de trabajo: Lourdes Clara Valdés, Ernesto Miranda Canseco, Mario Aranda García, Ulises Hernández Romano y Guillermo Mora Oropeza.

Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH), 2017. Portal de información técnica, Sitio Web: portal.cnih.cnh.gob.mx.

Portal EMA2: Earth Magnetic Anomaly Grid, 2017, Sitio web: http://www.geomag.org/models/emag2.html.

Pemex Exploración y Producción, Subdirección Técnica de Explotación, 2010, Provincia Petrolera Sabina Burro-Picachos, Versión 1.0.

Revista Internacional de Investigación e Innovación Tecnológica (RIIIT), 2014, Distribución del Gas metano (CBM y Shale Gas) en las cuencas de Sabinas y Chihuahua, México, Publicación Año 1, Num. 6.

Secretaria de energía (SENER) y Pemex Exploración y Producción, 2010, Las Reservas de Hidrocarburos de México.

Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), 2016, Geology and Oil Potential in the Gulf of Mexico Basin: Provinces, structural settings & Plays.

Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana, 2011, Sinopsis Geológica de la Cuenca de Burgos, noreste de México: Producción y Recursos Petroleros. Volumen 63, Num. 2, P. 2-32.

Pemex Exploración y Producción, 2013, Estrategias en México para la explotación de yacimientos no convencionales, presentada por el Dr. José Antonio Escalera Alcocer en el Primer Foro de productividad de pozos 2013 Atlas GEOLÓGICO CUENCAS Sabinas-Burgos.

Provincias Petroleras: Cuenca Sabinas GACETA AMGP 34 |

La entrevista con Yessica Guerrero Amador GACETA AMGP 35 |

Con el propósito de conocer la trayectoria de

nuestros asociados, así como sus

interesantes puntos de vista acerca de la

industria petrolera, se ha decidido incluir, una

entrevista en cada uno de los volúmenes de la

gaceta de la AMGP Delegación Cd. del

Carmen y para iniciar, será la Ing. Geóloga,

Yessica Guerrero Amador, quien nos

comparta sus opiniones.

¿Cuánto tiempo llevas en el ejercicio de la

Geología?

Tengo siete años de experiencia ejerciendo la

Geología.

¿Desde cuándo eres miembro de la

Asociación Mexicana de Geólogos

Petroleros?

Desde hace 3 años.

¿Cuál es tu área de especialidad?

He trabajado en proyectos de Sedimentología

y Geomecánica, pero en lo que me he

enfocado más es en la Interpretación de

Registros de Imágenes de Pared de Pozo.

¿Cómo contribuye tu área de especialidad

en la industria petrolera?

Esta área de trabajo es de gran importancia

en la industria petrolera, ya que por medio de

este tipo de registros podemos obtener una

imagen de la pared de un pozo, que no es

exactamente una fotografía, pero si nos

proporcionan un gran acercamiento a lo que

tenemos en el subsuelo.

Esta información es de gran utilidad debido a

que nos permite identificar diferentes

elementos geológicos como estratificación,

rasgos texturales asociados con facies

sedimentarias, tipo de fracturamiento

e indicadores de deformación, los cuales en

conjunto nos permiten tener una mejor

caracterización de nuestros yacimientos y así

entender el comportamiento de los fluidos

dentro del mismo.

¿Qué retos técnicos has enfrentado en el

desarrollo profesional?

El principal reto que he tenido es la auto

capacitación en esta especialidad de

interpretación de registros de imágenes, ya

que hasta hace algunos años era poca la

información que se encontraba disponible

para consultar en la literatura y aunque

actualmente es más fácil, sigue siendo poca y

limitada la información al respecto.

¿En qué foros técnicos has participado y

con qué temas?

He tenido la oportunidad de participar en dos

ocasiones, la primera en 2013 en las jornadas

técnicas de la AIPM en Comalcalco con el

tema “Determinación de las unidades de flujo

en el yacimiento JSK del Campo Bricol,

Región Sur, México”, y la segunda en 2016 en

el CMP con el tema “Catálogo de calidad de

roca de los yacimientos naturalmente

fracturados del cretácico de KMZ” y este año,

en el Congreso Mexicano del Petróleo, tendré

la oportunidad de participar con el tema

“Determinación del Tamaño de Bloque de

Matriz de los YNF-KMZ Cretácico a partir de la

delimitación de Capas Mecánicas mediante

registros de imágenes microresistivas”.

La entrevista con

Yessica Guerrero Amador

¿Qué recomendación harías para

contribuir en la formación académica de

los nuevos Geocientíficos?

Que se tenga un mayor vínculo entre las

Instituciones académicas de Ciencias de la

Tierra y las diferentes asociaciones, para que

acudan a nosotros si necesitan apoyo con

pláticas que sirvan para reforzar los temas

que ven en clase.

A los estudiantes les recomiendo que aparte

de la formación que reciben en sus

instituciones busquen mantenerse informados

en los diferentes temas de geociencias

leyendo los artículos que se publican en los

diferentes medios y que son de interés actual.

Entre más artículos lean, mayor va a ser su

conocimiento y van a poder formarse un

criterio más amplio que les va a permitir

resolver mejor los problemas técnicos que se

les presenten cuando trabajen.

A los profesionistas de ciencias de la Tierra

los invito a que siempre que tengan la

oportunidad compartan su conocimiento y

experiencias con los estudiantes.

¿Qué sugerencias de mejora harías a la

Directiva de la Asociación?

Que se traten de hacer más actividades de

difusión para que más profesionistas se unan

a la AMGP Delegación Cd. del Carmen.

Así como realizar un mayor esfuerzo y

compromiso para que las asambleas

continúen efectuándose cada dos meses.

¿Qué temas de interés te gustaría que se

publicaran en la gaceta de la AMGP?

Me gustaría que se publicaran temas de la

aplicación de las nuevas tecnologías en las

diferentes áreas de Geociencias

¿Algún mensaje para los asociados?

Que aprovechen este espacio de difusión que

se tiene en la Gaceta para que den a conocer

sus trabajos. Es importante que todos los

asociados continuemos participando y

colaborando en las actividades que se

realicen en la AMGP Delegación Cd. del

Carmen y en las delegaciones hermanas.

Y por último, invitarlos a que participen en la

celebración de los 70 años de existencia de la

AMGP, a celebrarse del 28 al 30 de

noviembre del presente año en la Ciudad de

Villahermosa, Tabasco.

La entrevista con Yessica Guerrero Amador GACETA AMGP 36 |

María de Jesús Correa López

[email protected]

Francisco J. Ángeles Aquino

[email protected] ?

¿ Te interesa participar en la

gaceta con material técnico

o alguna otra sugerencia

Diana Stephanie Ayala Rodríguez

[email protected]

Diana Irene Salguero Olvera

[email protected]

Co

mis

ión

de

Mem

bre

sía

Deseas Unirte a la

?

AMGP

¿

Co

mis

ión

Ed

ito

rial

37 | GACETA AMGP Comisión Editorial y Membresía

ASOCIACIÓN MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS, A.C.

DELEGACIÓN CD. DEL CARMEN