Exploración petrolera en el frente plegado Laramide de la Sierra Madre Oriental

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Samuel Eguiluz y de Antuñano*

CIENCIA UANL / AÑO 20, No. 85, julio-septiembre 2017

Resumen

En el frente y pie de montaña de la Sierra Madre Oriental de México hay hidrocarburos en superficie y subsuelo, en un sistema de pliegues anticlinales generados durante la deformación del Cretácico Superior-Paleógeno, conocida como orogenia Laramide. El análisis del Sistema Petrolero para el frente plegado de la Sierra Madre Oriental indica la existencia de yacimientos de hidrocarburos en varios plays que conjugan un estilo estructural combinado con una componente estratigráfica; sin embargo, la adquisición sísmica apropiada para su interpretación y costos altos de perforación inhiben la inversión en una cartera de proyectos alternativos con otras regiones menos complejas productoras de aceite y gas. Los cinturones de pliegues y cabalgaduras a nivel global poseen cuantiosos recursos petroleros, pero su exploración es compleja y de alto riesgo.

Palabras clave: sistema petrolero, plays, Sierra Madre Oriental.

Abstract

In the front and on the foot of the Sierra Madre Oriental, hydrocarbons are found. They’re found on the surface as well as in the subsoil, in a system of anticlinal ridges generated during the Late Cretaceous, known as the Laramide orogeny. The analysis of the oil system, on the folded front of Sierra Madre Oriental, indicates the existence of hydrocarbon deposits in several plays, which conjugate a structural style combined with a stratigraphic component; however, the seismic acquisition necessary for the interpretation and high drilling costs, prevent the investment in alternative project portfolios alongside other, less complicated oil and gas producing regions. On a global scale, fold and thrust belts possess substantial amounts of oil resources, but their exploration is complex and highly risky.

Keywords: oil system, plays, Sierra Madre Oriental.

En el frente y pie de montaña de las cadenas plegadas del globo terrestre hay prolíficos yacimientos de hidrocarburos; ejemplo de éstos son el campo Watertown, al pie de las Montañas Rocallosas en Canadá, su reserva asciende a cuatro trillones de pies cúbicos (Tcf) de condensado y gas. En esta franja varios campos han extraído más de 10 Tcf de gas condensado y se estiman recursos adicionales superiores a 16 Tcf (Newson, 2001; Bally et al., 1966; Gallup, 1954). En la faja plegada de Wyoming, Estados Unidos de América, en el campo Anshutz Ranch East (Jeffrey, 1984; White et al., 1990) se estimó una reserva extraíble de 4.5 Tcf y en el campo Painter (Lamb, 1980) reservas de 100 MMbpe (millones de barriles de petróleo crudo equivalente), 85% de aceite con 48° API y 15% de gas.

En el frente plegado de la Cordillera Oriental en Colombia el campo Cuisiana descubrió 3 Tcf de gas y 1,700 millones de barriles de petróleo (MMbp) ligero (Cazier et al., 1995). En el campo Monte Alpi, en los montes Apeninos de Italia, se descubrió aceite con una reserva estimada en 600 MMbp (Paterson y Brown, 2016). Los yacimientos de estos frentes plegados generalmente contienen aceite ligero y gas, en trampas estructurales complejas, cargados de hidrocarburos por rocas generadoras con riqueza orgánica madura generada por alteración térmica debida al sepultamiento estructural, alojados en rocas almacén de carbonato y siliciclástos, con porosidad primaria asociada a fracturas naturales y como roca sello generalmente lutita, lo que significa que los elementos del sistema petrolero funcionan en sincronía para la generación, migración y acumulación de aceite y gas (Dow, 1974; Magoon, 1989).

El frente plegado de la Sierra Madre Oriental (SMO) se identifica por el rasgo fisiográfico que tiene el incremento de elevación de la cadena orográfica y la planicie de relieve bajo que yace en la margen inmediata de la montaña. La SMO se extiende por más de mil kilómetros, desde los estados de Durango y Chihuahua hasta la parte central del estado de Veracruz y su confluencia con el estado de Oaxaca (figura 1). La terminación noroeste de esta cadena plegada queda oculta por rocas volcánicas del Cenozoico de la Sierra Madre Occidental y la terminación sureste está en la Mixteca y parcialmente la cubre la carpeta el Cinturón Volcá- nico Mexicano, entre Teziutlán, Puebla; Orizaba y los Tuxtlas, Veracruz (figura 1). La formación de la SMO obedece al acortamiento de la cubierta sedimentaria trasportada tectónicamente durante el Cretácico Superior y Paleógeno, del periodo de deformación durante la orogenia Laramide (Chávez-Cabello, 2005; Eguiluz, 2007). En esta región hay numerosas manifestaciones y yacimientos de gas y aceite.

Estilos estructurales y dominios estratigráficos en la sierra madre oriental

En la SMO se definen seis sectores: San Pedro del Gallo, Transversal de Parras, Saliente de Monterrey, Plataforma de Valles, Huayacocotla y Zongolica (figura 1), cada sector se individualiza por variaciones en su estratigrafía y por deformación con dos estilos estructurales extremos (Eguiluz et al., 2000), un estilo formado por pliegues con despegue (detachment) sobre un sustrato de evaporita y otro estilo constituido por pliegues por doblamiento de falla (fault bend fold), con despegue en lutita, evaporita o esquisto, entre ambos estilos hay una variación significativa de acortamiento, menor en el estilo de despegue (aproximadamente 35%) y mayor en el estilo por doblamiento de falla (40% o más). En todos los sectores hay estructuras anticlinales asociadas a rampas laterales u oblicuas de cabalgamiento, que transfieren el acortamiento y obliteran la magnitud real del frente de cabalgamiento.

En los seis sectores en que se divide la SMO hay variaciones litológicas importantes (figura 2), controladas por altos y bajos paleogeográficos que desarrollaron diferentes ambientes marinos de depósito. Sobre los altos de basamento se desarrollaron facies de ambiente somero depositadas tardíamente con respecto a facies de ambiente relativamente profundo depositadas tempranamente. En general, las facies de agua profunda se acuñan y cambian a ambiente litoral hacia los bordes de bloques altos, con depósitos caracterizados por carbonatos y siliciclastos (Eguiluz y Aranda, 1983; Eguiluz et al., 2000; Carrillo-Bravo, 1971).

Figura 1. Localización del frente de deformación de la SMO. La línea cortada en color rojo es un límite orográfico entre una morfología alta en relación a las planicies topográficas bajas al pie de montaña. Geológicamente
la SMO está formada por rocas deformadas durante la
orogenia Laramide y por su relieve y características estructurales se divide en seis sectores indicados en la figura que incluye la ubicación de los bloques de basamento alto, cuencas y ciudades de referencia.

Figura 2. Características estratigráficas generales de los dominios sedimentarios a lo largo del frente de pliegues y cabalgaduras de la SMO. En los bloques de basamento alto el desarrollo de plataformas de carbonatos lagunares y en las cuencas sedimentarias que rodean a estos bloques las facies evolucionan de ambiente somero a profundo.
Descripción detallada en el texto. Cuatro límites de secuencias sedimentarias de primer orden (SB) se reconocen: SB 1 Calloviano, SB 2 Jurásico-Cretácico, SB 3 Aptiano, SB 4 Cenomaniano. Potenciales niveles de despegue en evaporita, lutita o esquisto se muestran mediante
las flechas rojas.

De acuerdo a la estratigrafía, para la SMO podemos identificar varios dominios sedimentarios (figura 2). El dominio sedimentario del Bloque de Coahuila está compuesto por un complejo basal de sedimentos del Paleozoico, cubierto por capas volcánicas e intrusivos Prejurásico Superior, sobre este complejo se depositan terrígenos litorales en el Aptiano (Formación Las Uvas), cubiertos en sucesión tripartita por dolomía, evaporita (Formación Acatita) y carbonato (Formación Treviño), restringidos por bancos en facies arrecifal (Formación Viesca) para constituir en el Albiano y Cenomaniano Inferior a la Plataforma de Coahuila (Garza-González, 1973). Sobre esta plataforma, entre el Cenomaniano Superior y el Paleógeno, se depositaron, primero carbonatos arcillosos con arenisca (Formación Indidura), sucedidos por la Lutita Parras y finaliza en la cima una alternancia rítmica de arenisca y lutita que representa sucesiones de cuenca de antepaís (foreland basin) con espesor potente (Grupo Difunta).

Los niveles de evaporita y la sucesión estratigráfica de antepaís son niveles potenciales de despegue estructural. El dominio sedimentario del Bloque de Valles es representado por un complejo basal formado por esquisto y rocas sedimentarias del Paleozoico, cubiertas por capas rojas Prejurásico Superior. Su cubierta sedimentaria está formada por una sucesión de terrígenos y carbonatos de alta energía (formaciones marga Miquihuana y Valle de Guadalupe), cubiertos por la evaporita Guaxcamá, que subyace a carbonatos lagunares (El Abra) y de facies mixta (Tamasopo). Este conjunto abarca desde el Valanginiano al Coniaciano y constituye la Plataforma de Valles San Luis Potosí (Carrillo-Bravo, 1971). La sucesión anterior es cubierta por depósitos de antepaís de las formaciones Méndez y Cárdenas. Potenciales niveles de despegue estructural son los esquistos, evaporita Guaxcamá y pelitas del Cretácico Superior.

El dominio sedimentario del Bloque de Córdoba está formado por un complejo basal con esquisto y capas continentales de edad Prejurásico Superior, sobre este complejo descansan terrígenos de facies litoral, seguido de carbonatos lagunares (formaciones Orizaba y Guzmantla) que abarcan en edad desde el Aptiano al Santoniano y en discordancia erosiva le suceden terrígenos del Maestrichtiano y Paleógeno. Los esquistos Precalloviano y terrígenos del Cretácico Superior se aceptan como los niveles potenciales de despegue estructural.

En contraposición a los bloques altos de basamento, están los bloques bajos que alojan las cuencas marinas del Jurásico Superior, Cretácico y Paleógeno, con facies de ambiente más profundo en relación a las plataformas contemporáneas a las que rodean. El dominio sedimentario de la Cuenca del Centro de México se distingue por un complejo basal formado por esquisto, siliciclastos marinos y capas rojas de edad Triásico-Jurásico Medio, que descansan bajo una extensa distribución de evaporita del Calloviano-Oxfordiano y que se reconoce entre las localidades de Real de Catorce, S.L.P., Aramberri, Galeana, Monterrey, Saltillo y San Julián, Zac., pero se acuña y cambia a facies litorales hacia los bloque altos antes citados y desaparece la evaporita en el sector San Pedro del Gallo. La sucesión Kimmeridgiano-Cenomaniano Inferior son carbonatos y terrígenos en facies de cuenca, mientras que la sucesión Cenomaniano Superior-Maestrichtiano corresponde a facies regresivas de antepaís que migran en tiempo y espacio en este dominio sedimentario. Al margen de los bloques paleogeográficos altos hay acuñamientos y franjas con cambios de facies entre el dominio de la Cuenca del Centro de México y los bloques altos de Coahuila y Valles. En el dominio de la Cuenca del Centro de México, el nivel de evaporita es un despegue transcendental, pero en ausencia de él lo son los esquistos y rocas pelíticas Prejurásico Superior. El dominio sedimentario de la Cuenca de Tampico y Misantla tiene un complejo basal formado por rocas ígneas, esquisto y lechos rojos Prejurásico Inferior. A partir del Jurásico Inferior aparece la sedimentación marina (Formación Huayacocotla), brevemente interrumpida en el Jurásico Medio (Formación Cahuasas) y desde el Calloviano al Paleógeno predominó una sedimentación marina de facies más profunda que somera.

Las facies más profundas de esta cuenca están en la parte de Misantla y relativamente más someras en la Cuenca Tampico. Adicionalmente es posible que la transgresión marina del Jurásico pudiera provenir del Pacífico y posteriormente ensamblarse con la inundación tethisiana del ancestral Golfo de México (Cantú-Chapa, 1979). Los niveles potenciales de despegue de este dominio sedimentario están en el Jurásico Superior (formaciones Santiago y Pimienta) y Cretácico Superior (Formación Méndez). En el dominio sedimentario de la Cuenca de Zongolica se especula que existe un complejo basal con rocas metamórficas (sin nombre) y capas continentales (Formación Cualac) que pudieran subyacer a facies marinas del Jurásico Medio (Formación Taberna). En este sector aflora el Jurásico Superior (Formación Tepexilotla), Cretácico (formaciones Tamaulipas Inferior y Superior, Maltrata, San Felipe y Méndez) y Paleógeno, con potenciales niveles de despegue posiblemente en esquistos del basamento y rocas pelíticas de las formaciones Tepexilotla y Méndez.

Plays petroleros en la sierra madre oriental

Para que funcione un sistema petrolero convencional se requiere la existencia de elementos y procesos (Magoon, 1989). Los elementos son: una roca generadora formada por uno o varios tipos de materia orgánica, con contenido de carbono orgánico apropiado que alcance alteración suficiente para expulsar hidrocarburos. Una o más rocas almacén, con porosidad y permeabilidad, que permita alojar y fluir hidrocarburos en ella. Una o más trampas como receptáculo geométrico natural que aloje hidrocarburos y rocas sello con porosidad y permeabilidad bajas que impidan escapar los fluidos para obtener yacimientos convencionales con acumulaciones comerciales de aceite, gas o ambos. Los elementos requieren un proceso ordenado de depósito y deformación que los acomode en sincronía para que se originen condiciones de temperatura (60 a 180°C) para la generación, expulsión y migración del gas y aceite. La confluencia apropiada de los elementos y procesos en un área o región específica para encontrar yacimientos similares, económicamente explotables origina la concepción de un play petrolero.

Combinados los factores litológicos y estilos estructurales se pueden definir cuatro categorías de plays para la exploración petrolera en el frente de la SMO (figura 3), de manera similar como acontece al pie de las montañas Rocallosas del Oeste de Canadá (Newson, 2001).

Una categoría puede enfocar la exploración a estructuras fault bend fold, que en el subsuelo traslapan a trampas estratigráficas dispuestas en cuñas sedimentarias y cambios de facies alojados en el bloque bajo cabalgado. Esta categoría puede estar presente cuando menos en los sectores Huayacocotla y Transversal de Parras (figura 3A).

Otra categoría de plays se refiere a trampas múltiples, alojadas en escamas imbricadas derivadas del estilo fault bend folds (figura 3B). El sector San Pedro del Gallo y Zongolica son candidatos para explorar estos plays, ya que en la Plataforma de Córdoba hay yacimientos explotados en este tipo de estructuras (Mossman y Viniegra, 1976). En el estilo de despegue del sector Saliente de Monterrey hay pliegues angostos y alargados muy fracturados como los anticlinales de Loma Larga, Mitras y otros más (figura 3C). Un cuarto play pudiera estar vinculado a zonas triangulares, que se forman por escamas traslapadas como ocurren en los sectores San Pedro del Gallo, Transversal de Parras, Zongolica y Plataforma de Valles (figura 3D).

Figura 3. Estilos estructurales vinculados a plays petroleros. (A) Pliegues fault bend fold sepultan en el bloque cabalgado a trampas estratigráficas con cuñas y cambio de facies en bordes paleogeográficos. (B) Escamas cabalgadas en pliegues tipo fault bend fold alojan trampas estratigráficas y cambio de facies combinadas con la deformación.
(C) Pliegues con despegue generan trampas anticlinales con
fracturas en su cresta. (D) Trampas estructurales múltiples en zonas triangulares con pliegues por propagación de falla.

Áreas con potencial petrolero

En el núcleo de la SMO y en el Altiplano Central, con base en el conocimiento actual, las posibilidades de encontrar hidrocarburos son remotas ya que las rocas almacén y sello afloran y el basamento frecuentemente está expuesto, sin embargo, por las características geológicas que se describen en este trabajo, el frente y pie de montaña poseen interés para explorarlos (figura 4). A lo largo de la franja plegada de la SMO, desde Durango hasta Veracruz, hay manifestaciones de gas y aceite y Petróleos Mexicanos descubrió producción comercial de hidrocarburos en la Plataforma de Córdoba (Mossman y Viniegra, 1976; Ortuño et al., 2003). Las rocas generadoras en, o aledañas del frente de la SMO, tienen materia orgánica de tipo algáceo, amorfo y herbáceo, clasificadas de tipo I, II y III, propias para generar aceite y gas, concentrada en los niveles estratigráficos del Jurásico Inferior (Formación Huayacocotla), Jurásico Superior (formaciones Santiago, Tamán, Pimienta, La Casita y Tepexilotla), Aptiano Superior (formaciones Otates y La Peña) y Turoniano (formaciones Indidura, Agua Nueva y Maltrata).

Cada sector de la SMO tiene variaciones en el contenido de carbono orgánico total (COT), las rocas del Jurásico Superior (Formación Pimienta) alcanzan valores de COT de 4.15% (Río Apulco), mientras que las rocas del Cretácico (Formación La Peña) tienen en promedio 1.8% de COT, lo que indica un contenido general de COT de bueno a rico. La madurez de la materia orgánica tiene variaciones a lo largo del frente de la cadena plegada, en general hay mayor alteración del kerógeno en la parte norte que en la parte sur y también esta alteración es mayor con respecto a los mismos intervalos estratigráficos del dominio sedimentario en el pie de montaña, por lo tanto, el frente de montaña de la SMO posee condiciones favorables para “cocinar” la materia orgánica, pero con una maduración tardía dentro de la ventana de generación del petróleo.

Figura 4. Áreas con potencial de gas y condensado, así como de aceite y gas para los diferentes sectores a lo largo del frente y pie de montaña de la SMO de acuerdo al tipo de materia orgánica y su madurez térmica.

En la SMO hay rocas almacén en carbonatos y siliciclástos depositados en ambientes sedimentarios que cambian de facies y poseen porosidad vinculada a fracturas naturales, lo que hace de estas rocas potenciales reservorios para hidrocarburos, con sellos de evaporita, lutita o roca compacta. Es importante señalar que las estructuras geológicas a lo largo del frente de la SMO tienen variaciones en el porcentaje de acortamiento que dependen de los niveles de despegue. Actualmente es necesario reconsiderar el estilo de deformación de piel delgada (thin-skinned) en un estilo con acortamiento en donde el basamento ha participado en la deformación (estilo Laramide), este concepto de deformación de piel gruesa (thick-skinned) no fue totalmente definido y evaluado con anterioridad (Eguiluz et al., 2000), pero actualmente se reconoce en la Saliente de Monterrey (Chávez-Cabello et al., 2011).

Conclusiones

Los elementos del Sistema Petrolero están presentes en el frente plegado y cabalgado de la SMO formada durante el periodo de deformación Laramide. Las rocas almacén son carbonatos compactos y areniscas con porosidad primaria variable, pero con fracturas naturales adquieren doble porosidad y permeabilidad. Las trampas estructurales son pliegues anticlinales relacionados con fallas, pero hay cambios de facies o acuñamientos para la existencia potencial de trampas estratigráficas. Las rocas sello son lutita o rocas compactas con baja porosidad. Las rocas generadoras son lutita con materia orgánica o kerógeno tipo I, II y III, estas rocas tienen un COT de 1 a 5%. La madurez térmica de la materia orgá- nica indica condiciones para generar desde aceite ligero a gas seco. La sobreposición de escamas estructurales aumenta la madurez de las rocas generadoras por sepultamiento y puede ser apropiada para generar gas y condensado en rocas del Cretácico Superior (Limón-González, 1986), mientras que este tipo de sepultamiento para rocas generadoras del Jurásico puede favorecer la generación de aceite y gas. La migración y sincronía de los elementos y procesos del Sistema Petrolero se considera apropiado para la expulsión de hidrocarburos hacia las rocas almacén y por modelado geológico ésta pudo ocurrir durante la etapa de deformación de la carpeta sedimentaria de la SMO. La exploración petrolera de este cinturón de pliegues y cabalgaduras está supeditada a la adquisición símica de montaña, con resolución apropiada para interpretar horizontes sísmicos deformados e integrar la información geológica, geofísica y geoquímica, dentro de un marco regional, bajo el control del factor humano con experiencia.

Los datos anteriores demuestran la capacidad que tienen los técnicos de Petróleos Mexicanos para lograr con éxito la exploración de hidrocarburos en regiones geológicamente complejas, con dedicación, conocimiento y entrega a su trabajo, atributos que en tiempo reciente han sido infundadamente cuestionados por mezquinos propósitos contra los intereses de México.

Agradecimientos

El autor de este trabajo agradece la invitación para publicar en este número especial las ideas expresadas aquí. A los revisores de este trabajo Gabriel Chávez Cabello, Rafael Barbosa Gudiño y Mario Aranda García, por su aporte para mejorar datos y redacción del trabajo preliminar. A todas las personas que con su trabajo contribuyeron para difundir el conocimiento geológico de México. Al lector, que al invertir su valioso tiempo en la presente lectura podrá evaluar la validez de este trabajo.

Contacto: seguiluz662@gmail.com

 

Referencias

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Recibido: 04/12/16

Aceptado: 22/08/17