En el frente y pie de monta\u00f1a de la Sierra Madre Oriental de M\u00e9xico hay hidrocarburos en superficie y subsuelo, en un sistema de pliegues anticlinales generados durante la deformaci\u00f3n del Cret\u00e1cico Superior-Pale\u00f3geno, conocida como orogenia Laramide. El an\u00e1lisis 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 estratigr\u00e1fica; sin embargo, la adquisici\u00f3n s\u00edsmica apropiada para su interpretaci\u00f3n y costos altos de perforaci\u00f3n inhiben la inversi\u00f3n 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 exploraci\u00f3n es compleja y de alto riesgo.<\/p>\n
Palabras clave:<\/strong> sistema petrolero, plays, Sierra Madre Oriental.<\/p>\n Abstract<\/strong><\/p>\n In the front and on the foot of the Sierra Madre Oriental, hydrocarbons are found. They\u2019re 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.<\/em><\/p>\n Keywords:<\/strong> oil system, plays, Sierra Madre Oriental.<\/em><\/p>\n En el frente y pie de monta\u00f1a de las cadenas plegadas del globo terrestre hay prol\u00edficos yacimientos de hidrocarburos; ejemplo de \u00e9stos son el campo Watertown, al pie de las Monta\u00f1as Rocallosas en Canad\u00e1, su reserva asciende a cuatro trillones de pies c\u00fabicos (Tcf) de condensado y gas. En esta franja varios campos han extra\u00eddo m\u00e1s 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 Am\u00e9rica, en el campo Anshutz Ranch East (Jeffrey, 1984; White et al., 1990) se estim\u00f3 una reserva extra\u00edble de 4.5 Tcf y en el campo Painter (Lamb, 1980) reservas de 100 MMbpe (millones de barriles de petr\u00f3leo crudo equivalente), 85% de aceite con 48\u00b0 API y 15% de gas.<\/p>\n En el frente plegado de la Cordillera Oriental en Colombia el campo Cuisiana descubri\u00f3 3 Tcf de gas y 1,700 millones de barriles de petr\u00f3leo (MMbp) ligero (Cazier et al., 1995). En el campo Monte Alpi, en los montes Apeninos de Italia, se descubri\u00f3 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 org\u00e1nica madura generada por alteraci\u00f3n t\u00e9rmica debida al sepultamiento estructural, alojados en rocas almac\u00e9n de carbonato y silicicl\u00e1stos, con porosidad primaria asociada a fracturas naturales y como roca sello generalmente lutita, lo que significa que los elementos del sistema petrolero\u00a0funcionan en sincron\u00eda para la generaci\u00f3n, migraci\u00f3n y acumulaci\u00f3n de aceite y gas (Dow, 1974; Magoon, 1989).<\/p>\n El frente plegado de la Sierra Madre Oriental (SMO) se identifica por el rasgo fisiogr\u00e1fico que tiene el incremento de elevaci\u00f3n de la cadena orogr\u00e1fica y la planicie de relieve bajo que yace en la margen inmediata de la monta\u00f1a. La SMO se extiende por m\u00e1s de mil kil\u00f3metros, 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 terminaci\u00f3n noroeste de esta cadena plegada queda oculta por rocas volc\u00e1nicas del Cenozoico de la Sierra Madre Occidental y la terminaci\u00f3n sureste est\u00e1 en la Mixteca y parcialmente la cubre la carpeta el Cintur\u00f3n Volc\u00e1- nico Mexicano, entre Teziutl\u00e1n, Puebla; Orizaba y los Tuxtlas, Veracruz (figura 1). La formaci\u00f3n de la SMO obedece al acortamiento de la cubierta sedimentaria trasportada tect\u00f3nicamente durante el Cret\u00e1cico Superior y Pale\u00f3geno, del periodo de deformaci\u00f3n durante la orogenia Laramide (Ch\u00e1vez-Cabello, 2005; Eguiluz, 2007). En esta regi\u00f3n hay numerosas manifestaciones y yacimientos de gas y aceite.<\/p>\n Estilos estructurales y dominios estratigr\u00e1ficos en la sierra madre oriental<\/strong><\/p>\n 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 estratigraf\u00eda y por deformaci\u00f3n 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 variaci\u00f3n significativa de acortamiento, menor en el estilo de despegue (aproximadamente 35%) y mayor en el estilo por doblamiento de falla (40% o m\u00e1s). 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.<\/p>\n En los seis sectores en que se divide la SMO hay variaciones litol\u00f3gicas importantes (figura 2), controladas por altos y bajos paleogeogr\u00e1ficos que desarrollaron\u00a0diferentes ambientes marinos de dep\u00f3sito. Sobre los altos de basamento se desarrollaron facies de ambiente somero depositadas tard\u00edamente con respecto a facies de ambiente relativamente profundo depositadas tempranamente. En general, las facies de agua profunda se acu\u00f1an y cambian a ambiente litoral hacia los bordes de bloques altos, con dep\u00f3sitos caracterizados por carbonatos y siliciclastos (Eguiluz y Aranda, 1983; Eguiluz et al., 2000; Carrillo-Bravo, 1971).<\/p>\n Figura 1. Localizaci\u00f3n del frente de deformaci\u00f3n de la SMO. La l\u00ednea cortada en color rojo es un l\u00edmite orogr\u00e1fico entre una morfolog\u00eda alta en relaci\u00f3n a las planicies topogr\u00e1ficas bajas al pie de monta\u00f1a. Geol\u00f3gicamente Figura 2. Caracter\u00edsticas estratigr\u00e1ficas 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. De acuerdo a la estratigraf\u00eda, para la SMO podemos identificar varios dominios sedimentarios (figura 2). El dominio sedimentario del Bloque de Coahuila est\u00e1 compuesto por un complejo basal de sedimentos del Paleozoico, cubierto por capas volc\u00e1nicas e intrusivos Prejur\u00e1sico Superior, sobre este complejo se depositan terr\u00edgenos litorales en el Aptiano (Formaci\u00f3n Las Uvas), cubiertos en sucesi\u00f3n tripartita por dolom\u00eda, evaporita (Formaci\u00f3n Acatita) y carbonato (Formaci\u00f3n Trevi\u00f1o), restringidos por bancos en facies arrecifal (Formaci\u00f3n Viesca) para constituir en el Albiano y Cenomaniano Inferior a la Plataforma de Coahuila (Garza-Gonz\u00e1lez, 1973). Sobre esta plataforma, entre el Cenomaniano Superior y el Pale\u00f3geno, se depositaron, primero carbonatos arcillosos con arenisca (Formaci\u00f3n Indidura), sucedidos por la Lutita Parras y finaliza en la cima una alternancia r\u00edtmica de arenisca y lutita que representa sucesiones de cuenca de antepa\u00eds (foreland basin) con espesor potente (Grupo Difunta).<\/p>\n Los niveles de evaporita y la sucesi\u00f3n estratigr\u00e1fica de antepa\u00eds 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 Prejur\u00e1sico Superior. Su cubierta sedimentaria est\u00e1 formada por una sucesi\u00f3n de terr\u00edgenos y carbonatos de alta energ\u00eda (formaciones marga Miquihuana y Valle de Guadalupe), cubiertos por la evaporita Guaxcam\u00e1, 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 Potos\u00ed (Carrillo-Bravo, 1971). La sucesi\u00f3n anterior es cubierta por dep\u00f3sitos de antepa\u00eds de las formaciones M\u00e9ndez y C\u00e1rdenas. Potenciales niveles de despegue estructural son los esquistos, evaporita Guaxcam\u00e1 y pelitas del Cret\u00e1cico Superior.<\/p>\n El dominio sedimentario del Bloque de C\u00f3rdoba est\u00e1 formado por un complejo basal con esquisto y capas continentales de edad Prejur\u00e1sico Superior, sobre este complejo descansan terr\u00edgenos 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 terr\u00edgenos del Maestrichtiano y Pale\u00f3geno. Los esquistos Precalloviano y terr\u00edgenos del Cret\u00e1cico Superior se aceptan como los niveles potenciales de despegue estructural.<\/p>\n En contraposici\u00f3n a los bloques altos de basamento, est\u00e1n los bloques bajos que alojan las cuencas marinas del Jur\u00e1sico Superior, Cret\u00e1cico y Pale\u00f3geno, con facies de ambiente m\u00e1s profundo en relaci\u00f3n a las plataformas contempor\u00e1neas a las que rodean. El dominio sedimentario de la Cuenca del Centro de M\u00e9xico se distingue por un complejo basal formado por esquisto, siliciclastos marinos y capas rojas de edad Tri\u00e1sico-Jur\u00e1sico Medio, que descansan bajo una extensa distribuci\u00f3n 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 Juli\u00e1n, Zac., pero se acu\u00f1a y cambia a facies litorales hacia los bloque altos antes citados y desaparece la evaporita en el sector San Pedro del Gallo. La sucesi\u00f3n Kimmeridgiano-Cenomaniano Inferior son carbonatos y terr\u00edgenos en facies de cuenca, mientras que la sucesi\u00f3n Cenomaniano Superior-Maestrichtiano corresponde a facies regresivas de antepa\u00eds que migran en tiempo y espacio en este dominio sedimentario. Al margen de los bloques paleogeogr\u00e1ficos altos hay acu\u00f1amientos y franjas con cambios de facies entre el dominio de la Cuenca del Centro de M\u00e9xico y los bloques altos de Coahuila y Valles. En el dominio de la Cuenca del Centro de M\u00e9xico, el nivel de evaporita es un despegue transcendental, pero en ausencia de \u00e9l lo son los esquistos y rocas pel\u00edticas Prejur\u00e1sico Superior. El dominio sedimentario de la Cuenca de Tampico y Misantla tiene un complejo basal formado por rocas \u00edgneas, esquisto y lechos rojos Prejur\u00e1sico Inferior. A partir del Jur\u00e1sico Inferior aparece la sedimentaci\u00f3n marina (Formaci\u00f3n Huayacocotla), brevemente interrumpida en el Jur\u00e1sico Medio (Formaci\u00f3n Cahuasas) y desde el Calloviano al Pale\u00f3geno predomin\u00f3 una sedimentaci\u00f3n marina de facies m\u00e1s profunda que somera.<\/p>\n Las facies m\u00e1s profundas de esta cuenca est\u00e1n en la parte de Misantla y relativamente m\u00e1s someras en la Cuenca Tampico. Adicionalmente es posible que la transgresi\u00f3n marina del Jur\u00e1sico pudiera provenir del Pac\u00edfico y posteriormente ensamblarse con la inundaci\u00f3n tethisiana del ancestral Golfo de M\u00e9xico (Cant\u00fa-Chapa, 1979). Los niveles potenciales de despegue de este dominio sedimentario est\u00e1n en el Jur\u00e1sico Superior (formaciones Santiago y Pimienta) y Cret\u00e1cico Superior (Formaci\u00f3n M\u00e9ndez). En el dominio sedimentario de la Cuenca de Zongolica se especula que existe un complejo basal con rocas metam\u00f3rficas (sin nombre) y capas continentales (Formaci\u00f3n Cualac) que pudieran subyacer a facies marinas del Jur\u00e1sico Medio (Formaci\u00f3n Taberna). En este sector aflora el Jur\u00e1sico Superior (Formaci\u00f3n Tepexilotla), Cret\u00e1cico (formaciones Tamaulipas Inferior y Superior, Maltrata, San Felipe y M\u00e9ndez) y Pale\u00f3geno, con potenciales niveles de despegue posiblemente en esquistos del basamento y rocas pel\u00edticas de las formaciones Tepexilotla y M\u00e9ndez.<\/p>\n Plays petroleros en la sierra madre oriental<\/strong><\/p>\n 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 org\u00e1nica, con contenido de carbono org\u00e1nico apropiado que alcance alteraci\u00f3n suficiente para expulsar hidrocarburos. Una o m\u00e1s rocas almac\u00e9n, con porosidad y permeabilidad, que permita alojar y fluir hidrocarburos en ella. Una o m\u00e1s trampas como recept\u00e1culo geom\u00e9trico 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 dep\u00f3sito y deformaci\u00f3n que los acomode en sincron\u00eda para que se originen condiciones de temperatura (60 a 180\u00b0C) para la generaci\u00f3n, expulsi\u00f3n y migraci\u00f3n del gas y aceite. La confluencia apropiada de los elementos y procesos en un \u00e1rea o regi\u00f3n espec\u00edfica para encontrar yacimientos similares, econ\u00f3micamente explotables origina la concepci\u00f3n de un play petrolero.<\/p>\n Combinados los factores litol\u00f3gicos y estilos estructurales se pueden definir cuatro categor\u00edas de plays para la exploraci\u00f3n petrolera en el frente de la SMO (figura 3), de manera similar como acontece al pie de las monta\u00f1as Rocallosas del Oeste de Canad\u00e1 (Newson, 2001).<\/p>\n Una categor\u00eda puede enfocar la exploraci\u00f3n a estructuras fault bend fold, que en el subsuelo traslapan a trampas estratigr\u00e1ficas dispuestas en cu\u00f1as sedimentarias y cambios de facies alojados en el bloque bajo cabalgado. Esta categor\u00eda puede estar presente cuando menos en los sectores Huayacocotla y Transversal de Parras (figura 3A).<\/p>\n Otra categor\u00eda de plays se refiere a trampas m\u00faltiples, 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 C\u00f3rdoba 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 m\u00e1s (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).<\/p>\n Figura 3. Estilos estructurales vinculados a plays petroleros. (A) Pliegues fault bend fold sepultan en el bloque cabalgado a trampas estratigr\u00e1ficas con cu\u00f1as y cambio de facies en bordes paleogeogr\u00e1ficos. (B) Escamas cabalgadas en pliegues tipo fault bend fold alojan trampas estratigr\u00e1ficas y cambio de facies combinadas con la deformaci\u00f3n. \u00c1reas con potencial petrolero<\/strong><\/p>\n En el n\u00facleo 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 almac\u00e9n y sello afloran y el basamento frecuentemente est\u00e1 expuesto, sin embargo, por las caracter\u00edsticas geol\u00f3gicas que se describen en este trabajo, el frente y pie de monta\u00f1a poseen inter\u00e9s 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 Petr\u00f3leos Mexicanos descubri\u00f3 producci\u00f3n comercial de hidrocarburos en la Plataforma de C\u00f3rdoba (Mossman y Viniegra, 1976; Ortu\u00f1o et al., 2003). Las rocas generadoras en, o aleda\u00f1as del frente de la SMO, tienen materia org\u00e1nica de tipo alg\u00e1ceo, amorfo y herb\u00e1ceo, clasificadas de tipo I, II y III, propias para generar aceite y gas, concentrada en los niveles estratigr\u00e1ficos del Jur\u00e1sico Inferior (Formaci\u00f3n Huayacocotla), Jur\u00e1sico Superior (formaciones Santiago, Tam\u00e1n, Pimienta, La Casita y Tepexilotla), Aptiano Superior (formaciones Otates y La Pe\u00f1a) y Turoniano (formaciones Indidura, Agua Nueva y Maltrata).<\/p>\n Cada sector de la SMO tiene variaciones en el contenido de carbono org\u00e1nico total (COT), las rocas del Jur\u00e1sico Superior (Formaci\u00f3n Pimienta) alcanzan valores de COT de 4.15% (R\u00edo Apulco), mientras que las rocas del Cret\u00e1cico (Formaci\u00f3n La Pe\u00f1a) tienen en\u00a0promedio 1.8% de COT, lo que indica un contenido general de COT de bueno a rico. La madurez de la materia org\u00e1nica tiene variaciones a lo largo del frente de la cadena plegada, en general hay mayor alteraci\u00f3n del ker\u00f3geno en la parte norte que en la parte sur y tambi\u00e9n esta alteraci\u00f3n es mayor con respecto a los mismos intervalos estratigr\u00e1ficos del dominio sedimentario en el pie de monta\u00f1a, por lo tanto, el frente de monta\u00f1a de la SMO posee condiciones favorables para \u201ccocinar\u201d la materia org\u00e1nica, pero con una maduraci\u00f3n tard\u00eda dentro de la ventana de generaci\u00f3n del petr\u00f3leo.<\/p>\n Figura 4. \u00c1reas con potencial de gas y condensado, as\u00ed como de aceite y gas para los diferentes sectores a lo largo del frente y pie de monta\u00f1a de la SMO de acuerdo al tipo de materia org\u00e1nica y su madurez t\u00e9rmica.<\/p><\/div>\n En la SMO hay rocas almac\u00e9n en carbonatos y silicicl\u00e1stos 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 se\u00f1alar que las estructuras geol\u00f3gicas 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 deformaci\u00f3n de piel delgada (thin-skinned) en un estilo con acortamiento en donde el basamento ha participado en la deformaci\u00f3n (estilo Laramide), este concepto de deformaci\u00f3n 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 (Ch\u00e1vez-Cabello et al., 2011).<\/p>\n Conclusiones<\/p>\n Los elementos del Sistema Petrolero est\u00e1n presentes en el frente plegado y cabalgado de la SMO formada durante el periodo de deformaci\u00f3n Laramide. Las rocas\u00a0almac\u00e9n 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 acu\u00f1amientos para la existencia potencial de trampas estratigr\u00e1ficas. Las rocas sello son lutita o rocas compactas con baja porosidad. Las rocas generadoras son lutita con materia org\u00e1nica o ker\u00f3geno tipo I, II y III, estas rocas tienen un COT de 1 a 5%. La madurez t\u00e9rmica de la materia org\u00e1- nica indica condiciones para generar desde aceite ligero a gas seco. La sobreposici\u00f3n de escamas estructurales aumenta la madurez de las rocas generadoras por sepultamiento y puede ser apropiada para generar gas y condensado en rocas del Cret\u00e1cico Superior (Lim\u00f3n-Gonz\u00e1lez, 1986), mientras que este tipo de sepultamiento para rocas generadoras del Jur\u00e1sico puede favorecer la generaci\u00f3n de aceite y gas. La migraci\u00f3n y sincron\u00eda de los elementos y procesos del Sistema Petrolero se considera apropiado para la expulsi\u00f3n de hidrocarburos hacia las rocas almac\u00e9n y por modelado geol\u00f3gico \u00e9sta pudo ocurrir durante la etapa de deformaci\u00f3n de la carpeta sedimentaria de la SMO. La exploraci\u00f3n petrolera de este cintur\u00f3n de pliegues y cabalgaduras est\u00e1 supeditada a la adquisici\u00f3n s\u00edmica de monta\u00f1a, con resoluci\u00f3n apropiada para interpretar horizontes s\u00edsmicos deformados e integrar la informaci\u00f3n geol\u00f3gica, geof\u00edsica y geoqu\u00edmica, dentro de un marco regional, bajo el control del factor humano con experiencia.<\/p>\n Los datos anteriores demuestran la capacidad que tienen los t\u00e9cnicos de Petr\u00f3leos Mexicanos para lograr con \u00e9xito la exploraci\u00f3n de hidrocarburos en regiones geol\u00f3gicamente complejas, con dedicaci\u00f3n, conocimiento y entrega a su trabajo, atributos que en tiempo reciente han sido infundadamente cuestionados por mezquinos prop\u00f3sitos contra los intereses de M\u00e9xico.<\/p>\n Agradecimientos<\/strong><\/p>\n El autor de este trabajo agradece la invitaci\u00f3n para publicar en este n\u00famero especial las ideas expresadas aqu\u00ed. A los revisores de este trabajo Gabriel Ch\u00e1vez Cabello, Rafael Barbosa Gudi\u00f1o y Mario Aranda Garc\u00eda, por su aporte para mejorar datos y redacci\u00f3n del trabajo preliminar. A todas las personas que con su trabajo contribuyeron para difundir el conocimiento geol\u00f3gico de M\u00e9xico. Al lector, que al invertir su valioso tiempo en la presente lectura podr\u00e1 evaluar la validez de este trabajo.<\/p>\n Contacto: seguiluz662@gmail.com<\/p>\n <\/p>\n Referencias<\/strong><\/p>\n Bally, W., Gordy, P.L., y Stewart, G.A. (1966). Structure, seismic data, and orogenic evolution of southern Canadian Rocky Mountains. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, Vol. 14, No. 3, p. 337-381.<\/p>\n Cant\u00fa-Chapa, A. (1979). Bioestratigraf\u00eda de la Serie Huasteca (Jur\u00e1sico Medio y Superior) en el subsuelo de Poza Rica, Veracruz. Revista del Instituto Mexicano del Petr\u00f3leo, Vol. XI, n\u00famero 2, p. 14-24.<\/p>\n Carrillo-Bravo, J. (1971). 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la SMO est\u00e1 formada por rocas deformadas durante la
orogenia Laramide y por su relieve y caracter\u00edsticas estructurales se divide en seis sectores indicados en la figura que incluye la ubicaci\u00f3n de los bloques de basamento alto, cuencas y ciudades de referencia.<\/p><\/div>\n![\"\"](\"http:\/\/cienciauanl.uanl.mx\/wp-content\/uploads\/2017\/11\/fig_2_figuras_estratigraficas.png\")
Descripci\u00f3n detallada en el texto. Cuatro l\u00edmites de secuencias sedimentarias de primer orden (SB) se reconocen: SB 1 Calloviano, SB 2 Jur\u00e1sico-Cret\u00e1cico, SB 3 Aptiano, SB 4 Cenomaniano. Potenciales niveles de despegue en evaporita, lutita o esquisto se muestran mediante
las flechas rojas.<\/p><\/div>\n![\"\"](\"http:\/\/cienciauanl.uanl.mx\/wp-content\/uploads\/2017\/11\/fig_3_estilos_estructurales.png\")
(C) Pliegues con despegue generan trampas anticlinales con
fracturas en su cresta. (D) Trampas estructurales m\u00faltiples en zonas triangulares con pliegues por propagaci\u00f3n de falla.<\/p><\/div>\n![\"\"](\"http:\/\/cienciauanl.uanl.mx\/wp-content\/uploads\/2017\/11\/fig_4_areas_potencial_gas.png\")