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* Petróleos Mexicanos Geó logo .—Coordinac ión Regional de Exploración, Z o n a Noreste .

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GEOLOGIA P E T R O L E R A D E L A C U E N C A D E B U R G O S

( P A R T E II )

R E S U L T A D O D E P O Z O S E X P L O R A T O R I O S Y A N T E C E D E N T E S D E C A M P O S Y P R O D U C C I Ó N

Por; Ing . Oscar Echanove*

V O L . X X X V I I I , N U M . 1, 1986

A N T E C E D E N T E S

D E L A P R O D U C C I Ó N

La prospección petrolera en la pro­vincia de Burgos, se inicia a fines de la década 1920-1930 por compañías extranjeras, las que apoyadas en es­tudios geológicos realizan u n a etapa de perforación que culmina con el es­tablecimiento de la producción en cuatro campos: La Presa, Rancherías, bajitas y Laredo, ubicados en la por­ción nor-noreste.

Petróleos Mexicanos inició su ex­ploración en 1939 y es hasta abril de 1945 cuando ve coronados sus esfuer­zos con el descubrimiento comercial de gas y condensado en areniscas del Oligoceno, en el pozo Misión N ú m . 1, ubicado aproximadamente a 30 km al WNW de Ciudad Reynosa, Tamps. Con el establecimiento de hidrocar­buros, se intensificó la actividad ex-ploratoiia y se sucedieron nuevos des­cubrimientos, act ivándose simultá­neamente su desarrollo y el estable­cimiento de nuevos campos (se ane­xa tabla de inventar io de campos anualizado).

A la provincia se le clasifica como productora de gas, en e tapa avanza­da de desarrollo y en la que se ha es­tablecido producción en casi toda la columna terciaria. Se subdividió en franjas representativas de las áreas de producción y que reflejan la edad de los yacimientos. Estas franjas son las mismas descritas en la Parte I, debido

a la íntima relación entre la sedimen­tación, la tectónica y los yacimientos resultantes.

Franja del Paleoceno

Se localiza en la margen occiden­tal de la provincia, tiene u n a superfi­cie aproximada de 15,500 km^ y se le considera la más prometedora de la cuenca. La presencia de hidrocarbu­ros, se estableció en el área Oeste Pre­sa Falcón en 1959, con la producción de 2,000 m^ de gas por día, en are­niscas del Paleoceno Midway en el po­zo Peñalva-101, ubicado aproximada­mente a 20 km al norte de General Bravo, N . L . Posteriormente, en 1962 se obtuvo producción en el C a m p o Arcos, en areniscas de tipo deltaico de la Formación Paleoceno Wilcox, con una producción inicial de 26,500 m^ de gas por día. Asimismo, en ese mis­mo año se detectó la presencia de gas en las calizas arcillosas de las forma­ciones Taraises y Agua Nueva del Cretácico, en el pozo Cadena N ú m . 2, aproximadamente a 30 km al su­roeste de Ciudad Miguel Alemán, T a m p s .

En 1971, Pemex estableció produc­ción comercial de hidrocarburos en el Area Laredo, en el pozo Robulus-1 , en areniscas de tipo de barra litoral de la Formación Wilcox, con una pro­ducción inicial de 21,800 m^ de gas por día. En el área continuaron los descubrimientos con los pozos Oasis (1972), Pandura (1982) y Cor indón (1974). En 1978 se estableció la pre­sencia de gas en desarrollos arrecifa-

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les de la Formación C u p i d o del Cre ­tácico Inferior en el pozo Totonaca-1 .

La producción de gas y condensa-do en esta franja, proviene principal­mente de los desarrollos arenosos ter­ciarios correspondientes a un sistema de barras costeras, que constituyen los yacimientos combinados presentes en las formaciones Midway y Wilcox del Paleoceno. Las principales areniscas productoras son 18; 2 en la Forma­ción Midw^ay y 16 en la Formación Paleoceno Wilcox; 7 en la un idad in­ferior y 9 en la unidad media .

Se han descubierto 19 campos; 17 terciarios y 2 cretácicos a jun io de 1985, se han perforado 155 pozos de exploración, 97 con objetivo terciario y 58 con objetivo mesozoico, obte­niéndose u n resultado de 42 produc­tores, 34 terciarios y 8 mesozoicos y 133 improductivos, 63 terciarios y 50 mesozoicos, con un éxito del 2 7 % .

Franja del Eoceno

sado y aceite l igero, proviene de are­niscas de t ipo ba r ra s de crecimiento múlt iple y de areniscas de complejo l i toral-mixto, correspondientes a las formaciones Wilcox, Rekiaw, Queen City, Cook M o u n t a i n , Yegua y Jack­son. La presencia de t r a m p a s es no­table, son de t ipo combinado estrati­gráfico estructural y se distingue la in­fluencia de fallas contemporáneas y de posdepósito en el en t r ampamien to de los h id rocarburos .

La principal producción proviene de 18 areniscas de características re­gionales y distribuidas en 7 formacio­nes; 4 en Wilcox, 3 en Rekiaw, 6 en Q u e e n Ci ty , 1 en Cook M o u n t a i n , 2 en Yegua y 2 en J ackson . Las arenis­cas produc toras están dis t r ibuidas en 37 campos . En la franja se han per­forado 126 pozos de exploración, con un resultado de 60 pozos productores, 10 pozos n o comerciales y 56 impro­ductivos, con u n porcentaje de éxito del 5 1 % .

Tiene una superficie ap rox imada de 7,500 km^ y se localiza en la por­ción central de la provincia. En 1954, Pemex estableció la presencia de acei­te y gas en el pozo Zacate-101, con producción en areniscas de la Forma­ción Jackson del Eoceno Superior. En 1956, el pozo Pato-1 (Culebra N ú m . 10), resultó productor en areniscas de la Formación Q u e e n Ci ty , con una producción inicial de 17,000 m^ de gas por día. A par t i r de esta fecha, se activó la prospección en la franja eocè­nica, obteniéndose magníficos resul­tados. La producción de gas, conden-

Franja del Oligoceno

Es la pr incipal p roduc to ra y tiene u n a superficie ap rox imada de 10,000 kms^; se localiza en la porción central de la provincia . La presencia de hi­d rocarburos en la franja fue estable­cida en 1945, con el pozo Mis ión-1 . Poster iormente, en 1948 se descubrió el C a m p o Reynosa, con gas y conden­sado en las areniscas F ron t e r a y Bra­vo, de la Formación Frío N o M a r i n o y que consti tuye el m a y o r y principal campo de la Z o n a Nores te .

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La producción es pr incipalmente de gas y condensado y en m e n o r pro­porción aceite ligero; proviene de 34 areniscas productoras; 14 pertenecen a la Formación Vicksburg y 20 a la Formación Frío N o M a r i n o . Los ya­cimientos son de tipo combinado , es­tratigráfico estructural y están defini­dos por la distribución de los desarro­llo arenosos y la actividad de los sis­temas de fallamiento contemporáneo y posdepósito, que or ig inan el en­trampamiento de los h idrocarburos .

En esta franja se han perforado 359 pozos de exploración, resultajido 144 productores y 215 improductivos, con un porcentaje de éxito de 40 % . Se han descubierto 48 campos en 4 áreas distintas; Falla Becerrro, Falla McA­llen, Falla Al tamirano y Falla Brasil; con un total de 1,116 pozos perfora­dos, 669 productores y 447 improduc­tivos, con un éxito global de 5 9 . 9 % .

Franja del Mioceno

Se localiza en la porción oriental de la provincia, es tando l imitada al oriente por el Golfo de México y al norte, por el río Bravo; presenta u n a superficie global de 16,800 kms^. La franja se subdivide en 2 áreas distin­tas; al norte , se ubica el Area Mata ­moros; con u n a superficie de 6,900 km^ y una columna sedimenteiria ter­ciaria, p redominan temente miocèni­ca y oligocènica. Al sur, se define el Area San José de las Rus ias , perte­neciente a la Zona Norte , con una su­perficie de 9,900 km^ y u n a colum­na estratigráfica que cubre desde el

basamento pre-Jurásico hasta el Re ­ciente, abarcando sedimentos del J u ­rásico Superior, Cretácico y Tercia­rio.

El pozo terciario descubridor de hi­drocarburos en la franja, fue el Ma­tamoros-1 , perforado en 1956, pro­ductor de gas y destilado en sedimen­tos del Mioceno Inferior. Posterior­mente, resultaron productores los po­zos Santa Fe-4, Santa Fe-7 y La Luz-3 en areniscas del Mioceno Medio .

En 1968, se estableció producción de aceite en el pozo Le rma-1 , en se­dimentos calcáreo-arcillosos del Cre­tácico Suj>erior San Felipe, correspon­diente al área San José de las Rusias de la Zona Norte. Porteriormente, en 1971, los pozos Pinole-1 y Sotol-1 re­sultaron productores de aceite en se­dimentos calcáreos del Cretácico In­ferior, Formación Tamaul ipas Infe­rior y en 1972, en el pozo Lerma-3 se estableció producción de gas y des­tilado en sedimentos del Jurásico Su­perior, Formación Olvido.

Esta franja está clasificada como productora en evaluación por la pre­sencia de hidrocarburos en 5 pozos terciarios y 7 mesozoicos, que resul­taron con baja producción, sin haber logrado establecer un desarrollo atrac­tivo de los yacimientos descubiertos; consecuentemente, a la fecha no son rentables.

Los yacimientos identificados en el Mioceno, corresponden a desarrollos arenosos del tipo litoral-mixto y los es­tablecidos dentro de la secuencia del Cretácico y Jurásico, pertenecen a fa­cies calcáreas de plataforma y m a r

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abierto. El en t r ampamien to definido es de tipo combinado estratigráfico-estructural , distinguiéndose la in­fluencia de las fallas contemporáneas y de crecimiento en el Terciario y cie­rres contra falla y fracturamiento en el Mesozoico.

En la Franja del Mioceno se han perforado 88 pozos de exploración, re­sultando 11 productores con 5 cam­pos descubiertos y 77 improductivos, con un éxito global del 12 % . Con ob­jetivo terciario, se perforaron 43 po­zos, 38 improductivos y 5 producto­res, descubridores de 3 campos, con un porcentaje de éxito del 1 1 % . C o n objetivo mesozoico, incluyendo al área San José de las Rus ias , se perfo­raron 45 pozos, resultando sólo 6 pro­ductores y 39 improductivos, con éxi­to del 1 3 % .

Campos Petroleros—Tipo

La producción en la provincia de Burgos, proviene pr incipalmente de campos terciarios, situados en 3 de las 4 franjas distintivas en que se subdi­vide la provincia. Estas franjas refle­j a n la edad de los yacimientos y la ac­tividad con temporánea tectónica-sedimentaria asociada. Las franjas son alargadas, sensiblemente paralelas y se presentan más jóvenes de ponien­te a oriente. Franja del Paleoceno, que también cubre los yacimientos cretá­cicos y jurásicos en la provincia; cam­po tipo mesozoico " T o t o n a c a " y campo tipo paleocènico " O a s i s -Pandura -Cor indón" ; franja del Eoce­no , campo tipo " C u l e b r a " y franja

del Ol igoceno, c a m p o tipo " R e y n o ­s a " (figura 19).

C A M P O T O T O N A C A

Franja del Mesozoico

El C a m p o T o t o n a c a se localiza en la porción noroeste de la provincia de Burgos, propiamente dentro de la ciu­dad de Nuevo Laredo , T a m p s . , y cu­bre u n a superficie a p r o x i m a d a de 30 km^. Geológicamente , se encuentra en la porción nor te de la franja Cretácico-Jurás ico de la provincia y se dis t ingue po r per tenecer al alinea­mien to estratigráfico del Complejo Arrecifal de la Formación Cup ido del Cretácico Inferior (figura 4).

De 1945 a 1974, la actividad explo­ratoria en el Area Laredo , Uevaba co­m o objetivo pr incipal los desarrollos arenosos terciarios, en los que se ha logrado establecer u n a magnífica pro­ducción y u n p a n o r a m a atractivo.

La evaluación de rocas mesozoicas en las áreas Laredo y Oeste Presa Fal­cón, se inició en la década 1960-1970, con el establecimiento superficial de u n extenso complejo arrecifal, perte­neciente al Cretácico Inferior, Forma­ción C u p i d o , en las áreas de Monte ­rrey y Lampazos . La presencia de este complejo arrecifal, cuyo al ineamien­to se postulaba hacia el N N E , origi­nó la perforación de varios pozos de exploración en la vec indad de Aná-huac , N . L . En los pozos A n á h u a c perforados, se confirmó la existencia del arrecife, sin e m b a r g o , éste resul-

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P I E D R A S N E G R A S

PROVINCIA DE BURGOS DISTRIBUCIÓN DE CAMPOS

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C A M P O T I P O -C A M P O P R O D . -

^ C A M P O T O T O N A C A I NUEVO L A R E D O

A C A M P O O A S I S - P A N D U R A C O R I N D O N

MATAMOROS

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tó invadido de agua de formación. Posteriormente, se realizaron estudios sedimentarios en 1971 y 1972, en los que se postula la posible trayectoria del arrecife en el Area Laredo , y se propuso el pozo Totonaca-1 , para co­r roborar el modelo sedimentar io es­tablecido y evaluar sus posibilidades. El pozo se localizó sobre u n a amplia estructura anticlinal definida por sis­mología, confirmó el paso del arreci­fe y a la vez, estableció la presencia de hidrocarburos . En 1976, se esta­bleció producción de gas en el To to ­naca 3, con porcentaje de sulfhídrico, habiendo la necesidad de instalar u n a planta endulzadora pa ra beneficicu: el gas.

En el C a m p o Totonaca , se estable­ce una columna estratigráfica comple­ta del Eoceno Medio al Cretácico In­ferior, con más de 4,500 m de espe­sor; los 1,900 m superiores, corres­ponden a sedimentos areno-arcillosos terciarios, representados por las for­maciones Q u e e n Ci ty , Rekiaw, Wil­cox y Midway y los 2,600 m inferio­res, corresponden a sedimentos calcá-reo-arenosos del Cretácico y represen­tan a las formaciones M é n d e z , San Felipe, Agua Nueva , Cues ta del Cu ­ra, Tamaul ipas Superior, La Peña y Cupido-Tamaulipas Inferior, emplean­do la nomenc la tu ra de las zonas No­reste y Nor te (Tab la I) .

L a producción establecida en el c ampo , proviene de la secuencia cal-cáreo-biógena de carácter arrecifal de la Formación C u p i d o del Cretácico Inferior; tiene un esf>esor de 550 a 600 m y corresponde a u n a extensa pla­

taforma calcárea de bajo relieve y len­ta subsidencia, con periodos zdteman-tes de estabi l idad relat iva.

Las característ icas sedimentarias pe rmi ten establecer 3 facies distinti­vas; las facies m a r i n a somera y lagu­n a r de aguas t empladas , representa­das pr incipalmente por mudstones de colores gris claro a grises con inter­calaciones de wackes tone y packsto-ne , cont ienen pellas, oolitas, bioclas-tos y presencia de miliólidos; las fa­cies calcáreo-biógena que comprende al prearrecife, a la es t ruc tura arreci­fal y al posarrecife; está constituida por gra ins tone a packstones de bio-clastos y pellas y bounds tone de es­t ruc tu ra arrecifal, de color gris a café claro.

Las facies de m a r abierto está repre­sentada por u n a secuencia de mudsto-ne gris obscuro en par tes dolomitiza-do , de estratificación gruesa a masi­va; a esta facie se le define como For­mación T a m a u l i p a s Inferior.

En el á rea existe u n a disarmonía es t ructural en t re la deformación del Mesozoico y la del Terc ia r io , separa­dos por u n a extensa e tapa erosiva de fines del Cretácico y principios del Pa­leoceno. L a e s t ruc tu ra del campo , se define a p rofundidad po r sismología abajo de los 3,000 m y pertenece al complejo es t ructura l J i m b a - M o r o c o -To tonaca . Este a l ineamien to se con­sidera formado a fines del Cretácico Superior, posiblemente por la influen­cia de evapori tas ju rás icas . Esta acti­v idad, or iginó u n complejo estructu­ral formado por 2 cierres definidos y al ineados de t ipo anticlinal alargado

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Moroco y To tonaca , con el eje prin­cipal suavemente flexionado y orien­tado NNW-SSE. La estructura Toto­naca presenta un cierre de 75 m a 4,100 m de profundidad (figuras 20

El yacimiento es de tipo combina­do y se formó por la asociación del complejo arrecifal con la definición de la estructura; los intervalos atractivos se localizan den t ro del cuerpo arreci­fal y lo constituyen packstone a bound­stone con porosidad interesqueletal e intergranular. Los intervalos presen­tan un rango de porosidad de 5 a 8 % y saturaciones de agua de 20 al 45 % . El análisis del gas obtenido revela un 88.2% de me tano , 11 .2% de bióxi­do de carbono, 0 . 5 4 % de sulfhídrico y 0.03% de e tano . La presencia de anhidro-carbónico y agua , favorecen la formación de ácido carbónico que es altamente corrosivo.

CAMPO OASIS-PANDURA-CORINDON

Franja del Paleoceno

El campo se encuen t ra sobre la margen noroeste de la provincia de Burgos, aproximadamente a 40 km al sur frzuico de la c iudad de Nuevo La-redo, T a m p s . , y sobre la m a r g e n oc­cidental del río Bravo, frontera con Estados Unidos de Nor teamér ica . El campo tiene una superficie aproxima­da de 550 km^. Geológicamente se localiza en la margen occidental de la cuenca terciaria, sobre la porción nor­

te de la franja del Paleoceno, y se dis­t ingue por pertenecer al sistema de Barras CotuUa del Paleoceno-Eoceno Inferior, (figura 11).

La exploración por Petróleos M e ­xicanos, se inició en la década de 1940-1950, con estudios de geología superficial y de geofísica y como re­sultado de ellos, se definieron varias estructuras y se propuso la perforación de varios pozos de exploración. La perforación de éstos, estableció la pre­sencia de u n a sección arenosa atrac­tiva en el Paleoceno y Eoceno Infe­rior, sin logrzu- establecer producción. La actividad exploratoria continuó en el área y fue hasta 1972, cuímdo en el pozo Oasis 1, se obtuvo producción comercial de gas y condensado en are­niscas del Paleoceno Inferior Midway, constituyéndose en u n o de los prin­cipales camJЮS de la franja. Posterior­mente , se perforaron los pozos Pan-dura-1 (1973) y Cor indón-1 (1974), productores de gas y condensado, y que Oasis-1 , forman un gran campo designado como Oasis-Pandura-Co-rindón. Has ta 1983, se han perfora­do en el campo 101 pozos, resultan­do 76 productores y 25 improducti­vos, con u n éxito global del 6 8 % .

En el campo se ha establecido una columna estratigráfica terciaria del Paleoceno Inferior al Eoceno Medio , en la que se distinguen cuatro unida­des formacionales; Midway, Wilcox, Rekiaw y Queen City; las 2 pr ime­ras son paleocénicas y productoras en el campo. Esta columna es represen­tativa del Terciario en toda la franja del Paleoceno y consiste de u n a se-

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P R O V I N C I A DE BURGOS F R A N J A P A L E O C E N O C A M P O TOTONACA CIMA K. CUPIDO

4 0 5 OOO —

40000"^ *̂

10000

395 0 0 0

KILÓMETROS

NVO. LAREDO

F I G U R A - 2 0

48!

CAMPO T O T O N A C A

SECCIÓN ESTRUCTURAL I - I '

w

RT.4600m.

KILÓMETROS

F I G U R A - 2 1

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cuencia mar ina , p redominan temente arcillo-arenosa con intercalaciones de areniscas de espesor delgado a medio. Las areniscas constituyen magníficos receptáculos y las lutitas son las prin­cipales rocas generadoras , además de constituir el sello.

La Formación M i d w a y está cons­ti tuida por u n a secuencia arcillo-are­nosa de origen mar ino , con aisladas intercalaciones de areniscas delgadas a medias y grado variable de arcillo­sidad; presenta un espesor de 400 a 600 m. En la secuencia p redominan ambientes de plataforma media a ex­t e m a y ocasionalmente de plataforma interna, donde se favorece el desarro­llo de bar ras aisladas de distr ibución restringida. En esta secuencia desta­ca la Arenisca P-28, por sus caracte­rísticas fluvio-deltaicas, modeladas so­bre una paleotopograiía labrada en se­dimentos cretácicos de la Formación M é n d e z .

La Formación Wilcox que varía en edad del Pcdeoceno Med io al Eoceno Inferior, es la principal productora del campo y está representada por u n a potente sección areno-arcillosa con in­tercalación de areniscas delgadas a medias e inclusive gruesas, con gra­do variable de arcillosidad; la unidad presenta un espesor neto de 1,900 a 2,200 m. En la secuencia se distin­guen tres unidades; la inferior y la su­perior son semejantes, areno-arciUosas con numerosos desarroUos arenosos, mient ras que la in termedia es predo­minan temen te arcillosa y en conjun­to reflejan u n ciclo transgresivo-regre-sivo-transgresivo. La unidad inferior

y superior corresponden a una sección de areniscas de ambien tes salobres y nerít ico in te rnos , con intercalaciones variables de luti tas m a r i n a s . Las are­niscas son de baja arcillosidad y de es­pesor medio a grueso de 15 a 30 m y const i tuyen sis temas de bar ras lon­gitudinales de desarrollo múltiple y p rog radan te de ampl ia distribución. L a un idad inferior t iene u n espesor que varía de 600 a 700 m y es la prin­cipal p roduc to ra en el c ampo ; la su­perior p resen ta u n espesor de 400 a 500 m , donde n o se h a establecido producción. La un idad intermedia de la secuencia, cor responde a una sec­ción arcillosa con aisladas y delgadas intercalaciones de areniscas; predomi­nan los ambien tes m a r i n o s , medios a externos y p resen ta u n espesor total de 400 a 500 m .

El p a n o r a m a es t ruc tura l , consiste de u n extenso monocl ina l de suave pendiente , con u n a or ientación sen­siblemente nor te -sur y buzan t e hacia el este-noroeste, que a profundidad se transforma paulat inamente en una es­t ruc tu ra anticlinal as imétr ica , orien­tada sensiblemente nor te -sur y afec­tada por u n sis tema de fallamiento normal-gravi tac ional , de t razas pre­dominantemente longitudinales, en el que se identifican fallas contemporá­neas y fallas posdepositacionales (fi­guras 22 y 23).

En la definición es t ructura l influ­yeron 2 fallas pr incipales de creci­mien to , las cuales son contemporá­neas al depósito de la Formación Mid­way y de la un idad inferior de la For­mación Wilcox (Paleoceno Inferior y

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PROVINCIA DE BURGOS CAMPOS OASIS, PANDURA, CORINDÓN

CONFIGURACIÓN ESTRUCTURAL A R E N I S C A P - 1 4

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5 1

PANDURA

C A M P O P A N D U R A 23 25

í

CORINDON KILÓMETROS

CRETACICO SUPERIOR

F I G U R A - 2 3

o w

ha H

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Medio). La actividad de estas dos fa­llas, favoreció el desarrollo de u n a es­tructura de crecimiento de tipo anti­clinal, inclinada hacia el poniente . Además se establece u n sistema de fa­llas secundarias longi tudinales , que enmascaran a la es t ruc tura p r imar ia al provocar una serie de bloques alar­gados y angostos, sobre los que se for­man estructuras secundar ias de poca amplitud y cierres contra falla.

Los yacimientos en el c a m p o , son de tipo combinado y se forman por la asociación de las areniscas con la es­tructura p r imar ia y/o el fallamiento, que favorecen el cierre o en t r ampa­miento de los h idrocarburos y la pre­sencia de yacimientos múlt iples . En el campo, se h a n establecido 10 are­niscas productoras; cuatro pertenecen a la Formación Midway ; P-28 , P-27, P-26 y P-25, y seis areniscas corres­ponden a la U n i d a d Inferior del Wil­cox; P-19, P-18, P-17 , P-15 , P-14 y P-12. Las areniscas son productoras de gas y condensado con u n a media de 33,000 m^/gas/día, p resentan un espesor variable de 7 a 35 m y se ubi­can a una profundidad ent re 1,400 y 3,000 m; son de grano fino a medio , bien clasificadas y p resen tan un gra­do variable de arcillosidad, con satu­ración de 45 a 60 % , porosidad (0) de 15 a 20% y u n a permeabi l idad por lo regular baja.

CAMPO CULEBRA

Franja del Eoceno

El campo Culebra se encuentra so­bre la margen oriental del estado de

Nuevo León, en los límites con el es­tado de Tamaulipas; aproximadamen­te a 130 km al este-noroeste de la ciu­dad de Monterrey, N . L . y a unos 70 km al poniente de la ciudad de Rey­nosa, Tamps . El campo se presenta alargado hacia el norte y tiene una su­perficie aproximada de 350 km^.

Geológicamente, se localiza en la porción occidental de la provincia de Burgos, sobre la franja del Eoceno y corresponde al área Camargo . El campo pertenece al al ineamiento se­dimentar io estructural y de produc­ción , Arcos-Troncón-Culebra-Bena-vides del Eoceno Inferior y Medio; de las formaciones Wilcox, Rekiaw y Q u e e n City .

Petróleos Mexicanos inició la ex­ploración en la franja del Eoceno en la década 1950-1960, con estudios de geología superficial, gravimetría y sis­mología convencional. En los estudios geofísicos se definieron varias estruc­turas y en 1955, se propuso el pozo Pato 1, el cual resultó productor de gas y condensado con 17,000 mVdía, en areniscas del Eoceno Medio Queen City. Posteriormente, en 1956, se per­foró el pozo Culebra -1 , resultando también productor de gas y conden­sado en las mismas areniscas de la Q u e e n City.

En 1959, se integró el área produc­tora de los pozos Pato-1 (Culebra 10), Culebra-1 y Ceniza-1, en un sólo cam­po y se le denominó " C u l e b r a " . Has­ta diciembre de 1983, se habían per­forado 88 pozos; 75 productores y 13 improductivos; del total son 13 pozos exploratorios con 11 productores y 2

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improduct ivos, con un 8 5 % de éxi­to. Actua lmente , se tiene el proyecto de explorar en la búsqueda de yaci­mientos más profundos en el campo; se cuenta con 7 localizaciones explo­ratorias aprobadas; Culebra de 1,001 al 1,007.

La historia de producción señala un aporte inicial por pozo de 1 a 2 M M P C G / d í a , la cual declina en los pr imeros 3 a 5 años, estabilizándose entre 500 y 750 M P C G / d í a , por u n término de 10 a 15 años .

En el C a m p o Cu leb ra se establece una colimrma estratigráfica terciaria de más de 3,500 m, representada por se­dimentos del Eoceno Inferior, Med io y Superior , dividida en 6 unidades formacionales distintas; Eoceno Wil­cox, Rekiaw, Q u e e n Ci ty , Weches , Cook M o u n t a i n y Yegua. La colum­na está constituida por u n a secuencia areno-arcillosa predominante mar ina , con la intercalación de cuerpos are­nosos de espesor delgado a medio. La secuencia refleja una sedimentación al ternante de periodos transgresivos y regresivos, en los que se identifican ambientes salobres-mixtos y de pla­taforma in terna , a l te rnando con am­bientes de plataforma media a exter­na . Los ambientes son los que distin­guen la presencia de areniscas y dife­rencian a las unidades formacionales. Las areniscas intercaladas en la se­cuencia areno-arcillosa, consti tuyen magníficos receptáculos y las luti tas mar inas , con contenido orgánico mo­derado , son las principales rocas ge­neradoras , además de constituir el se-Uo.

A con t inuac ión , se describen las formaciones p roduc to ra s en el cam­po: Wilcox, Rekiaw y Queen City, to­das ellas pe r t enecen al Eoceno Infe­r ior y M e d i o ( T a b l a I I ) .

L a F o r m a c i ó n Wilcox, está repre­sentada por u n a sección areno-arcillo­sa de ambien tes m a r i n o s ; someros, mixtos y nerí t ico in te rnos . Se divide en 3 un idades : inferior, med ia y su­per ior ; en el c a m p o sólo se ha pene­t rado la m e d i a y la super ior . La uni­dad med ia , p resen ta u n espesor ma­yor de 350 m y se caracter iza por una secuencia arcillosa m a r i n a de plata­forma med ia a ex te rna con aislados y delgados cuerpos arenosos; por lo que la u n i d a d no p resen ta atract ivo eco­nómico-petrolero. L a un idad superior cor responde a u n a secuencia areno-arcillosa de p la ta forma in terna , con u n espesor que var ía de 950 a 1,200 m ; p resen ta var ias areniscas atracti­vas; Wx-ld, Wx-2, Wx-3 y Wx-4, pro­ductoras en el á rea . E n el campo se ha identificado u n a falla de crecimien­to, c o n t e m p o r á n e a al depósi to de la un idad superior de la Formación Wil­cox, que or ig ina el engrosamiento y mejor selección de las areniscas: W x - l d , W x - 2 , W x - 3 y W x - 4 en el b loque bajo , local izado en la porción oriental del c a m p o .

L a Formac ión R e k i a w correspon­de a u n a secuencia p redominan te ­men te arcillosa con ais ladas y delga­das intercalaciones de cuerpos areno­sos, de dis t r ibución res t r ingida y de ambien tes de p la ta forma med ia a ex­te rna . L a presencia de las areniscas p roduc toras R - 1 , R - 3 y R - 5 , es va-

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V O L . X X X V I I I , N U M . 1, 1986

riable у errática, corresponden a ba­rras costeras aisladas, de distribución muy restringida; por lo general , es­tán limitadas a 1 ó 2 pozos. La For­mación Rekiaw presenta u n espesor variable de 700 a 800 m .

La Formación Q u e e n Ci ty está re­presentada por u n a secuencia a reno-arcillosa, con numerosos desarroUos arenosos intercalados; estas areniscas representan a sistemas complejos de barras costeras, de crecimiento múl­tiple y secuencial, p rog radan te hacia el oriente. En la secuencia p redomi­nan ambientes salobres-mixtos, de li­toral y de plataforma in te rna , que en general, representan un extenso pe­riodo regresivo regional. En la secuen­cia, sobresalen las areniscas Q C - 3 , QC-4, Q C - 5 y C-6; de ampl ia distri­bución y productoras en toda la franja eocènica. L a formación presenta un espesor variable de 400 a 500 m.

Las características estructurales de-fmidas en el С а т р ю Culebra, pertene­cen al extenso alineamiento regional, orientado NNW-SSE; Arcos-Troncón-Culebra-Benavides; que está asocia­do a una falla regional de crecimien­to y contemporánea al Eoceno Infe­rior. En el c ampo , superficialmente se establece u n extenso monoclinal suavemente flexionado y con echado regional moderado hacia el este-no­reste; mientras que a profundidad se define una es t ruc tura anticlinal alar­gada y l igeramente asimétr ica, que presenta un eje suavemente flexiona­do con orientación principal N N W -SSE y con el flanco oriental ligera­mente más p ronunc iado hacia el po­

niente. La estructura se encuentra in­tensamente seccionada por un siste­m a de fallas normales gravitacionales, en la que se distinguen 2 periodos de actividad; uno contemporáneo al de­pósito y otro posdepositacional (figu­ras 24 y 25).

Sobresale en el campo una falla principal contemporánea al depósito del Eoceno Inferior, que afecta a la distribución y el desarrollo de las are­niscas productoras; Wx-2 , Wx-3 y Wx-4 (falla V , figura 25).

El fallamiento posdepósito es pre­dominantemente longitudinal y origi­na u n sistema de bloques alargados, sobre los que se forman estructuras se­cundarias , cierres contra falla y a la vez, ocasiona el en t rampamiento y la presencia de yacimientos múltiples.

En el campo los yacimientos son de tipo combinado estratigráfico-estruc-tural , semejante a la mayoría de los yacimientos terciarios de la cuenca de Burgos. Estos se forman por la aso­ciación de areniscas como roca alma-cenadora, con el fallamiento que fa­vorece el cierre o ent rampamiento de los hidrocarburos .

En el campo se han establecido 11 areniscas productoras de gas y con­densado; 4 en la Formación Queen City, Q C - 3 , Q C - 4 , Q C - 5 y Q C - 6 ; 3 en la Formación Rekiaw, R - 1 , R-3 y R - 5 ; y 4 en la Formación Wilcox, W x - l d , Wx-2 , Wx-3 y Wx-4. Las areniscas del Eoceno Inferior Wilcox presentan un grado moderado de ar­cillosidad, con porosidades de 13 a 20% y un espesor variable entre 10 y 20 m ; el espesor y la distribución de

5 5

B O L . A S O C . M E X . G E O L . P E T R .

PROVINCIA DE BURGOS CAMPO CULEBRA^ CONFIGURACIÓN ESTRUCTURAL

ARENISCA W x - 3 ¡ 0 1 2 3 4 5

FALLA DE CRECIMIENTO

j FALLA POST DEPOSITO CURVA

2/00" ESTRUCTURAL

EJE ESTRUCTURAL

F I G U R A - 2 4

5 6 i

C-293 C-295

C A M P O C U L E B R A C-84 C-83 C-85 C-82

VI

ESC. 1^200,000

ING. OSCAR ECHANOVE E.

I k m 0.5 0

F I G U R A - 2 5

O r

co

B O L . A S O C . M E X . G E O L . P E T K .

la arenisca W x - l d es re la t ivamente normal , sin embargo , el de las arenis­cas Wx-2 , Wx-3 y W x - 4 , estuvo in­fluenciado, en grado variable, por la faUa con temporánea . Los yacimien­tos dent ro del Eoceno Inferior y M e ­dio F . Rekiaw, corresponden a 3 are­niscas productoras , R - 1 , R-3 y R - 5 ; son de distr ibución m u y restr ingida en el campo y presentan un grado mo­derado de arcillosidad, con porosidad d e l 3 a l 8 % y u n espesor variable de 10 a 15 m .

En el ExDceno Medio, de la F. Queen Ci ty , los yacimientos están represen­tados por 4 areniscas productoras , Q C - 3 , Q C - 4 , QC-5 y QC-6 ; éstas son de amplia distribución y presentan u n grado mode rado de arcillosidad, con porosidades de 1 5 a 2 1 % y un espe­sor de 10 a 20 m .

CAMPO REYNOSA

Franja de Oligoceno

Se ubica en la porción noreste del estado de T a m a u l i p a s y está limita­do al norte por el río Bravo, frontera con los Estados Unidos de Nor teamé­rica; el campo se presenta en forma alargada, extendiéndose desde la ciu­dad de Reynosa , ap rox imadamen te 30 k m hacia el sur y 20 km hacia el or iente , cubr iendo u n a superficie de 600 k m 2 .

Geológicamente , se localiza en la •porción central de la provincia de Burgos y sobre la par te septentr ional de la franja del Oligoceno. Forma par­

te del evento tectónico-sedimentario ' ' McAIlen- Reynosa ' ' , contemporáneo al Oligoceno Inferior y Medio , al que per tenece el s is tema sedimentario " F r í o " y " V i c k s b u r g " de barras de bar re ra de desarroUo múltiple y al sis­t ema es t ruc tura l " M c A l l e n " , de fa-Uas de c rec imiento secuencial .

E n la década 1940-1950, Petróleos Mexicanos inicia la act ividad explo­ra tor ia en esta región con estudios geofísicos-gravimétricos, que detecta­ron u n a anoma l í a (máx imo) sobre la que se perforó en 1948, el pozo Rey­nosa -1 , t e r m i n a d o c o m o productor, comercial de h idrocarburos en arenis­cas del Ol igoceno Medio-Formación Frío N o M a r i n o .

A par t i r de 1948, se inicia el desa­rrollo del c a m p o , al que a la fecha, se le han adicionado varias etapas explo­ratorias en b ú s q u e d a de extensión la­teral y vertical con g ran éxito, ya que en el total de 296 pozos perforados (25 exploratorios) se t iene u n éxito del 8 1 . 4 % . Ac tua lmen te , en el campo se efectúa u n a e t apa de perforación ex­plora tor ia p ro funda , en b ú s q u e d a de yacimientos a profundidades mayores de 4,000 m .

La columna sedimentaria estableci­da en el c ampo es de m á s de 5,500 m de esjjesor y comprende sedimentos de cuatro unidades formacionales, F. Ca­tahoula (Mioceno-Oligoceno Superior), F. A n á h u a c (Oligoceno Superior) , F. Frío N o M a r i n o (Oligoceno Medio) y F. Vicksburg (Oligoceno Inferior). Es­tas 2 últ imas, son las productoras en el campo y las principales dentro de la franja oligocènica (Tabla II) .

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V O L . X X X V I I I , isrUM. 1, 1986

En general, la Formación Vicks­burg es una secuencia areno-arcillosa de características sedimentológicas va­riables, dependiente del ambien te de depósito, que varía de mixtos-salobres a nerítico in te rno /medio ; además , el depósito también está influenciado por el fallamiento con temporáneo del sis­tema "McAflen-Reynosa". La Forma­ción Vicksburg es frecuentemente de­nominada como Ol igoceno Inferior, por la dificultad de identificación li­tològica. En el campo, la formación se subdivide en 2 m i e m b r o s distinti­vos: "Inferior" y "Super io r" .

El miembro inferior presenta u n a secuencia areno-arcilloso-calcáreo con numerosos desarrollos arenosos calcá­reos intercalados con secciones delga­das de lutitas y limolitas calcáreas; en general, reflejan u n ambien te mar ino somero (Pozo Reynosa Oriente-1, Int. 3,400-5,530 m) .

El miembro super ior consiste de una secuencia areno-arcillosa, que fue depositada en ambien tes mar inos in­ternos a medios con mayor energía. La unidad está constituida por arenis­cas intercaladas con secciones arcillo­sas más potentes y libres de carbona­tos. Las areniscas represen tan bar ras costeras de ampl ia dis t r ibución y tie­nen un bajo grado de arcillosidad con espesores que var ían de 10 a 40 m.

La F. Vicksburg, tiene una gran ca­pacidad de generación de hidrocarbu­ros en su secuencia arcillosa mar ina , con alto contenido de ma te r i a orgá­nica y madurez té rmica moderada ; misma secuencia que a d e m á s actúa como roca sello. Las areniscas inter­

caladas en esta secuencia son limpias, con un bajo grado de arcillosidad, por lo que constituyen magníficos recep­táculos.

La F. Frío No M a r i n o sobreyace discordantemente a la F. Vicksburg y está representada por una potente se-cuericia cU-eno-arciUosa, depositada en ambientes continentaJ-mixtos y salo­bres. En la secuencia p redominan los desarroUos arenosos potentes, separa­dos por secciones arcillosas delgadas. Las areniscas corresponden a un sis­tema de barras de barrera de desarro­llo múltiple y secuencial, también in­fluenciado por la actividad contempo­ránea de las fallas del sistema " M c ­Allen-Reynosa" (figura 26). Además, las areniscas t ienen u n a amplia dis­tribución y espesores de 10 a 40 m; son de baja arcUlosidad y de permeabili­dad moderada , lo que les proporcio­na buena calidad de a lmacenamien­to. Las secuencias arcUlosas interca­ladas constituyen un buen seUo; sin embargo, tienen baja capacidad de ge­neración, por lo que se considera que la mayoría de los hidrocarburos pre­sentes, migra ron de la subyaciente Formación Vicksburg.

Las características del depósito de las areniscas, asociadas a la deforma­ción estructural contemporánea , ori­ginan un entrampamiento de tipo com­binado; es decir, estratigráfico-estruc-tural. La deformación contemjxjránea a la sedimentación del Oligoceno In­ferior y Medio ("Vicksburg" y Frío No Mar ino) , provocó el desarrollo y formación de u n a amplia es t ructura anticlinal pr imaria , de crecimiento,

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B O L . ASOC. M E X . G E O L . P E T R .

C A M P O R E Y N O S A INCREMENTO G E N E T I C O DE E S T R A T O S

N. R.-

N.R.- OLIGOCENO < INFERIOR

- 2 8 0 O J

ó S} 2?

R-172 R-IZO R-56D R-39 R-440 R-70 R-IOOl O O •» O O O O A"

ING. o. ECHANOVE E. F I G U R A - 2 6

6 0 ;

V O L . X X X V I I I , N U M . 1, 1986

asociada al desarrollo de numerosas fallas de crecimiento (figura 27). La combinación de estas fallas contem­poráneas y las fallas de posdepósito de extensión regionzd, favorecen la for­mación de un sistema de bloques, en los que definen altos estructurales y cierres contra falla; los cierres var ían de 50 a 200 m, de acuerdo a la p ro­fundidad. La estructura es alargada y asimétrica, con una orientación norte-sur e inclinada hacia el poniente (fi­guras 28, 29 y 30). L a estructura se acentúa a profundidad por el efecto del crecimiento y presenta un sistema de faUas de crecimiento de desarrollo se­cuencial y re t rogradante hacia el po­niente, afectando a la secuencia sedi­mentaria a diferentes niveles estratigrá-ficos, en forma descendente y aparen­temente escalonada hacia el oriente. Hacia los niveles superiores, la defor­mación disminuye paulatinEunente, hasta derivar en u n extenso monocli­nal con buzamiento hacia el oriente.

En el C a m p o Reynosa, se ha esta­blecido producción en 35 areniscas, si­tuadas a profundidades que varían de 1,200 a 3,500 m. D e ellas, 20 se ubi­can en la Formación Frío N o M a r i ­no, designada con las siglas FS y 14, en la Formación Vicksburg ; denomi­nadas las 11 superiores con las siglas FM, 3 inferiores con letra O, y una , la más profunda como la 1001.

Los yacimientos den t ro de la For­mación Vicksburg, t ienen espesores de 15 a 40 metros , poros idad variable de 13 a 18%, bajo contenido arcilloso y una saturación de agua de 40 a 60%. Los yacimientos de la Formación Frío

No Mar ino , son de distribución más amplia, tienen espesores de 10 a 35 m; porosidad promedio del 18%, baja ar­cillosidad y saturación de agua de 40 a 60%.

Es probable que los hidrocarburos contenidos en los yacimientos, tengan el mismo origen dada su composición semejante, que es pr incipalmente de gas húmedo, con alto contenido de li­cuables y relación variable de conden­sado.

P O S I B I L I D A D E S P E T R O L Í F E R A S D E L A P R O V I N C I A

L a provincia de Burgos presenta amplias perspectivas exploratorias y de desarrollo, al ofrecer múltiples opor tunidades de incrementar las re­servas potenciales y probadas. Las perspectivas están enfocadas a la lo-czdización y desarrollo de nuevos cam­pos y al descubrimiento de yacimien­tos más profundos y/o someros, o bien, de extensión en campos cono­cidos.

A continuación, se hace un análi­sis de las perspectivas petroleras que ofrece cada franja de la provincia (fi­gura 31).

Franja del Paleoceno

Ofrece perspectivas en las forma­ciones jurásicas, cretácicas y paleocé­nicas. Actualmente, las jurásicas y cre­tácicas no son m u y amplias, dado el resultado desfavorable en los pozos de exploración y en los de desarrollo.

6 1

V O L . X X X V I I I , N U M . 1, 1986

C A M P O REYNOSA C O N F I G U R A C I Ó N E S T R U C T U R A L

S E C C I Ó N P R O F U N D A D E L O L I G O C E N O 0 1 2 3 4 5

MC.-I \ MC.-2

ING. O. ECHANOVE E .

S E C C I Ó N E S T R U C T U R A L T R A N S V E R S A L I I - I I '

F I G U R A - 2 8

63

B O L . A S O C . M E X . G E O L . P E T R .

C A M P O R E Y N O S A CONFIGURACIÓN E S T R U C T U R A L

S E C C I Ó N M E D I A D E L O L I G O C E N O 1 2 3 4 9 Km.

C A M P O R E Y N O S A R-172 R-120 R-5S R-39 R - 4 4 R-70 LDC R-IOOl R-OTE I

SECCIÓN ESTRUCTURAL TRANSVERSAL H - n '

I N G . OSCAR ECHANOVE E. F I G U R A - 2 9

64

C A M P O R E Y N O S A SECCIÓN ESTRUCTURAL TRANSVERSAL I-l'

P. T, 3,478.0 m. p.t 3,495.0m. P.T. 3,486.0m.

) I 2 3 4 K M :

F I G U R A - 3 0 os

B O L . A S O C . M E X . G E O L . P E T R .

AREAS PROVINCIA DE BURGOS

¡ A C T I V A S CON P O S I B I L I D A D E S N U E V O S D E S C U B R I M I E N T O S

^ A R E A S A T R A C T I V A S

g CAMPOS P R O D U C T O R E S

1 5 0 KM.

i

MONTERREY

I N G . OSCAR E C H A N O V E E. ' x

R A - 3 1

6 6

V O L . X X X V I I I , N U M . 1, 1986

Sin embargo , todavía existen po­sibilidades de nuevos descubr imien­tos en áreas que requieren actividad exploratoria complemen ta r i a pa ra la definición de facies atractivas y cierres amplios.

Entre las perspectivas más sobre­salientes de la franja, sobresalen las areniscas básales del Paleoceno, ubi­cadas sobre la m a r g e n oriental y sur de la franja, a profundidades relati­vamente someras .

En el Area L a r e d o , existe atracti­vo en rocas mesozoicas y jurás icas ; la estructura Moroco se encuen t ra pen­diente de evaluación y ofrece posibi­lidades de h idrocarburos en rocas del Jurásico Superior, Formación Olvido; además, en rocas del Cretácico Infe­rior, correspondientes al complejo arrecifal C u p i d o ; con la probable in­tegración con los yacimientos del Campo To tonaca . Hac i a la porción occidental y noreste del Area Laredo, existen posibilidades de h idrocarbu­ros en los sedimentos de plataforma del Cretácico Inferior C u p i d o y en los desarrollos arenosos de las formacio­nes Olmos y San Migue l del Cretáci ­co Superior. Hac i a el poniente y sur, el atractivo lo represen tan los sedi­mentos terciarios. En el Caunpo Oasis-Pandura -Cor indón , existen amplias posibilidades de h id rocarburos en los desarrollos arenosos del Paleoceno Midway y Wilcox; con el atractivo de nuevos descubrimientos y la extensión de los ya establecidos, la probabil idad de integrar los yacimientos con los del sur, correspondientes al campo Reno-Rafael.

En el Área Oeste Presa Falcón, las posibilidades de nuevos descubrimien­tos mesozoicos, en formaciones ju rá ­sicas y cretácicas, son reducidas y en la actualidad, se l imitan a la estruc­tu ra Alondra-Pizarro . Sin embargo , en esta área, las formaciones paleo­cénicas ofrecen zunplias posibilidades de nuevos descubrimientos, sobre to­do en la margen sur-oriental del área, entre los campos Jaujal-Velero y Alondra . Las posibilidades de exten­sión o del descubrimiento de nuevos yacimientos, la ofrecen los campos Rafael, Llorón, Arcos-Nilo y Alon­dra .

En el Área Ch ina , las posibilida­des de h idrocarburos en formaciones mesozoicas se reducen a la evaluación de unas cuantas estructuras, entre las que se encuent ra la de Morra l i to . En el Paleoceno, las posibilidades de nue­vos descubrimientos de extensión y/o yacimientos más profundos o some­ros son amplias, sobre todo en la por­ción norte ; campos Ch ina y D u n a , y los pozos Paso de la Loma, Calabaza y Barrilete. En la porción sur del Área Ch ina , las posibilidades no están de­finidas, se requiere mayor informa­ción; sin embargo , por extrapolación de los modelos establecidos al norte , se estima que esta porción ofrece bue­nas perspectivas.

Franja del Eoceno

Ofrece amplias posibilidades en los desarrollos arenosos terciarios de las formaciones Wilcox, Q u e e n City y Yegua-Jackson. El atractivo de nue-

6 7

B O L . ASOC. M E X . G E O L . P E T R .

V O S descubrimientos en la porción norte de la franja, Area Camargo , son en la vecindad de la presa M a r t e R . Gómez y al poniente , cerca de los campos Arcabuz-Rodeo y de los pozos Doctor Cos-1 y Ti je r ina-101 . En la porción sur de la franja. Area Gene­ral Bravo, las perspectivas son hacia el poniente del alineamiento San Ber­nardo-Pr imavera y hacia el sureste-este, entre los campos Vigía, Cabeza y Tigril lo. Los campos que ofrecen mayores posibilidades de extensión y/o el descubrimiento de nuevos ya­cimientos en la franja, son: Géminis , Santa Rosalía, Moja r reñas , Cuerv i ­to; Sierrita y Piedras , en el Area Ca­margo y Benavides, T o p o y Tigril lo en el Area General Bravo.

Franja del Oligoceno

Es la que ofrece mayores opor tu­nidades de incrementar las reservas probadas en areniscas del Terc iar io , correspondientes a las formaciones Vicksburg y Frío No Mar ino . Las po­sibilidades de nuevos descubrimien­tos en la porción nor te . Area Reyno­sa, se concentran hacia la porción cen­tral . C a m p o Reynosa , en yacimien­tos más profundos y extensión; Cu i -t láhuac; y hacia el noreste del área , Lucio Blanco-Culebrón. En la por­ción sur de la franja. Area San Fer­

nando , las perspectivas en el Cenozoi­co, no son m u c h a s , l imitándose ha­cia el noroeste , en el prospecto Esqui­na -Te rne ro y hacia el este-sureste, en los prospectos Betancourt -Resaca y Chorreras-Negri tos . Las posibilidades de extensión y/o nuevos yacimientos en campos establecidos, lo ofrecen los campos: Francisco C a n o , Brasil, Cui-t l áhuac . Po lva reda , Misión-Lomi-tas -Cañón y R a m í r e z - S a n t a Beatriz.

Franja del Mioceno

Se es t ima que la porción norte. Area Ma tamoros , todavía ofrece pers­pectivas de h id roca rburos en nuevos descubr imien tos terciar ios, dada la presencia de hidrocarburos y la de nu­merosos desarrollos arenosos atracti­vos en el Mioceno y Oligoceno Supe­rior. En el A r e a San José de las Ru­sias, poción sur de la franja, se con­sidera que las perspect ivas, tanto me­sozoicas como terciarias, no son muy ha lagadoras , d a d o los resultados ob­tenidos a la fecha. L a producción es­tablecida en el Ju rás i co y Cretácico es m u y baja, con presencia de sulfhídri­co; además los yacimientos descubier­tos son p r e d o m i n a n t e m e n t e compac­tos con porosidad y permeabi l idad in­duc ida por f rac turamien to , factores que los hacen incons tantes e impre-decibles.

6 8

B O L . ASOC. M E X . GEOL. P E T R .

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6 9

INVENTARIO DE CAMPOS

Z O N A P R O D U C T O R A POZOS PERFORADOS PRODUCCIÓN ACUMULATIVA

AÑO DE T I P O DE RANGO DE N O M B R E DESCUBRI­T I P O DE RANGO DE

FORMACION EDAD PROD. I M P . T O T A L GAS mm (m3) COND, m (m!

M I E N T O HIDROCARBUROS PROFUNDIDAD

GAS mm (m3) COND, m (m!

Rancherías 1938 Gas y conds. Vicksburg Oligoceno 3 2 5 Muñoz y Martínez 1942 Gas y conds. 350- 500 Queen City Eoceno 2 — 2 Misión 1945 Gas y Conds. 1700-2200 Vicksburg Oligoceno 27 13 40 663.3 807.6 Camargo 1947 1500-2200 Jackson Eoceno 3 5 8 Valadeces 1948 Gas y conds. 1700-1800 Vicksburg Oligoceno 1 — 1 37.1 9.6 Reynosa 1948 Gas y conds. 1200-3200 Frío y Vicks. Oligoceno 251 56 307 55,968.1 2,612.0 Brasil 1949 Gas y Conds. 2000-2850 Frío Marino Oligoceno 38 13 51 11,599.6 89.9 Francisco Cano 1949 Gas y Conds. 1800-2500 F.N. Marino Oligoceno 39 17 56 5,476.6 79.6 Monterrey 1950 Gas y Conds. 1700-2500 Frío; Vicks. Oligoceno 58 17 75 3,684.8 216.0 Delicias 1951 Gas y conds. 1900-2000 Vicksburg Oligoceno 1 2 3 Treviño 1951 Gas y conds. 1500-3000 Frío Oligoceno 80 14 94 10,587.2 1,826.0 Mexicano 1952 Gas y conds. 1700-2200 F.N.Marino Oligoceno 4 — 4 392.9 12.7 Río Bravo 1952 Gas y conds. 1500-2200 Vicksburg Oligoceno 2 2 4 Chapul 1953 Gas y conds. 1700-2200 Frío; Vicks. Oligoceno 4 3 7 Zacate 1954 Gas y conds. 1600-2200 Jackson Eoceno 6 4 10 106.8 37.6 Cabeza 1954 Gas y conds. 1500-2300 Yegua Eoceno 8 8 16 135.0 1.8 18 de Marzo 1954 Gas y Conds. 1800-2400 Anáhuac Oligoceno 15 12 27 4,621.9 53.5 Lomitas 1954 Gas y conds. 1500-2300 FNM; Vicks. Oligoceno 15 25 40 1,283.1 78.6 Presita 1954 Gas y Conds. 1600-2200 FNM; Vicks. Oligoceno 2 4 6 Villa Cárdenas 1954 Gas 1800-2000 Frío Oligoceno 1 2 3 23.1 Berrendo 1955 Gas 2000-2200 Vicksburg Oligoceno 1 2 3 Cañón 1955 Gas y conds. 1800-2400 Frío Vicks. Oligoceno 6 3 9 157.7 21.4 Azúcar 1956 Gas y Conds. 1900-2100 Queen City Eoceno 2 2 4 28.1 1.4 Culebra 1956 Gas y conds. 1700-3000 QC. Rek. Wx. Eoceno 83 13 96 4,881.7 124.4 Guillermo Prieto 1956 Gas y Conds. 1600-2100 Frío Oligoceno 3 3 6 183.5 2.5 Tinta 1956 Gas 1500-2100 Vicksburg Oligoceno 6 5 11 403.9 Matamoros 1956 Gas y Conds. 1500-1800 Mioc. Inf. Mioceno 1 4 5 Santa Gertrudis 1967 Gas 140- 200 Jackson Eoceno 1 2 3 Torrecillas 1957 Gas y Conds. 1950-2050 Frío marino Oligoceno 8 9 17 184.7 41.7 Santa Anita 1958 Gas y Conds. 1800-2200 Queen City Eoceno 4 9 13 579.9 19.2 Santo Domingo 1958 Gas y conds. 1800-2400 F.N. Marino Oligoceno 2 5 7 Peñalva 1959 Gas 1100-2400 Wx. Midway Paleoceno 2 5 7 Benavides 1960 Gas y conds. 1500-2400 Queen City Eoceno 30 7 37 341.9 2.8 Comitas 1960 Gas y conds. 1800-2300 Jackson Eoceno 15 15 30 955,5 120.5 Palito Blanco 1960 Gas y conds. 1700-2200 Frío Oligoceno 3 5 8 Mier 1961 Gas y conds. 2200-2300 Queen City Eoceno 1 3 4 Becerro 1961 Gas 1800-2200 Jackson Eoceno 1 5 6 6.2 Cadena 1962 Gas y H^S 2300-2900 Tarai. Ag. Nva. Cretácico 3 5 a Arcos 1962 Gas y conds. 2100-2900 Wilcox Paloceno 6 6 12 183.9 Huizache 1962 Gas y conds. 1900-2300 F.N.Marino Oligoceno 2 6 8 148.8 5.4

03

W ><

O w 0

p

to

Z O N A P R O D U C T O 1 R A pozos PERFORADOS PRODUCCIÓN ACUMULATIVA AÑO DE

N O M B R E DESCUBRI­ TIPO DE RANGO DE FORMACIÓN EDAD PROD. IMP. TOTAL GAS mm (m') COND, m (m>) MIENTO HIDROCARBUROS PROFUNDIDAD

GAS mm (m')

Palmito 1963 Gas y conds. Yegua Eoceno 22 11 33 349.5 15.0 Pamorana 1963 Gas y Conds. 1700-1900 Jackson Eoceno 6 5 11 166.2 16.3 Rodeo 1963 Gas y conds. 1700-2300 Queen City Eoceno 2 3 5 37.2 1.3 Cuatro Milpas 1964 Gas y conds. 1700-2300 Queen City Eoceno 20 7 27 527.9 9.4 Lajitas 1964 Gas y conds. 1800-2000 Wilcox Eoceno 6 3 9 Lobo 1964 Gas 1500-2100 Queen City Eoceno 3 2 5 22.3

Picadillo 1964 Gas y conds. 1800-2300 Queen City Eoceno 11 6 17 221.3 18,9 Primavera 1964 Gas y conds. 1800-2400 Queen City Eoceno 17 6 23 177,6 5.9 Quitrín 1964 Gas y Conds. 1800-2100 Queen City Eoceno 6 2 8 329.8 1.0 Salitrillo 1964 Gas 2000-2200 Queen City Eoceno 1 — I Pascualito 1964 Gas y Conds. 1700-2200 F.N.M.; Vicks. Oligoceno 14 9 23 1,245.0 62.2 San Luis 1964 Gas 2000-2200 Frío Oligoceno 1 2 3 Piedras 1965 Gas 1800-2100 Jackson Eoceno 1 1 2 San Bernardo 1965 Gas 1800-2300 Q . C ; Wx, Eoceno 8 2 10 106.1 Santa Rosalía 1965 Gas y Conds. 1500-2300 Queen City Eoceno 34 15 49 1,186.3 163.8 Sierrita 1965 Gas 1800-2200 Yegua; Jack, Eoceno 2 3 5 La Cruz 1965 Gas y Conds. 1800-2200 Frío Oligoceno 3 4 7 Nutria 1965 Gas 1600-2100 F.N.Marino Oligoceno 1 3 4 42.5 Orozco 1965 Gas 1800-2000 Jackson Eoceno 2 4 6 87.6 Polvareda 1965 Gas y Conds. 1600-2400 F,N,M,; Vicks, Oligoceno 1 4 5 192.1 4.0 Ramírez 1965 Gas y Conds. 1900-2300 Fno Oligoceno 7 4 11 303.9 82.3 Carlos 1966 Gas y Conds. 2000-2300 Queen City Eoceno 1 4 5 Carretas 1966 Gas y conds. 1800-2400 Queen City Eoceno 20 7 27 153.1 26.2 Clavel 1966 Gas 1900-2200 Queen City Eoceno 1 1 2 Cuervito 1966 Gas y Conds. 1700-2400 Yegua; Q.C. Eoceno 19 8 27 473.5 66.4 Divisadero 1966 Gas 1800-2200 Jackson Eoceno 1 2 3 Fronterizo 1966 Gas y Conds. 1900-2300 Queen City Eoceno 5 4 9 61.8 11.2 Llano Blanco 1966 Gas y Conds. 1900-2300 Queen City Eoceno 1 3 4 Mojarreñas 1966 Gas y Conds. 1200-2500 Queen City Eoceno 28 6 34 1,477.4 141.3 Troncón 1966 Gas 1500-1900 Queen City Eoceno 2 5 7 32.5 Corzos 1966 Gas 2000-2300 Frío Oligoceno 1 1 2 Parritas 1966 Gas y Conds. 1900-2300 Fno Oligoceno 1 3 4 •3 Santa Fe 1966 Gas y Conds. 1500-1900 Mioc. Medio Mioceno 2 4 6

M NH

Presa 1967 Gas 1700-2100 Queen City Eoceno 2 2 4 119.9 NN

San Pedro 1967 Gas 1900-2100 Jackson Eoceno 2 — 2 Blanquita 1967 Gas y Conds. 1600-2000 Vicksburg Oligoceno 1 3 4 d

t > Escobedo 1967 Gas y Conds. 2800-3000 Frío Marino Oligoceno 3 5 8 118.3 8.6 Orégano 1967 Gas 1500-1900 Vicksburg Oligoceno 1 1 2 ^ Arcabuz 1968 Gas y Conds. 1800-2900 Wx.; Queen C. Eoceno 30 I 31 963.9 7.0 Sabinito 1968 Gas 2300-2500 Queen City Eoceno •I 1 2

Z O N A P R O D U C T O R A POZOS PERFORADOS PRODUCCIÓN ACUMULATIVA

ANO DE T I P O DE RANGO DE

N O M B R E DESCUBRI­T I P O DE RANGO DE FORMACION EDAD PROD, IMP, TOTAL GAS mm (m') COND, m (m ' l

M I E N T O HIDROCARBUROS PROFUNDIDAD

San Vicente 1968 Gas y conds. 1000-1500 Vicksburg Oligoceno 1 3 4 92.5 5,8

Pobladores 1968 Gas y conds. 2300-2500 Yegua Eoceno 2 3 5

Ferreiro 1968 Gas y Conds. 500- 900 Vicksburg Oligoceno 1 2 3

Pinta 1968 Gas y Conds. 2000-2200 F.N.Marino Oligoceno 1 2 3

Rene 1968 Gas y Conds. 1200-2400 Vicksburg Oligoceno 3 1 4

Lerma 1968 Ac. gc. y dest. 2660-3225 Kss. yjo l . K, Sup, y 2 — — Ac. gc. y dest. J, Sup,

La Luz 1968 Gas y Conds. 2300-2500 Mioc. Med. Mioceno 1 2 3

Carlota 1969 Gas y Conds. 2000-2400 Queen City Eoceno 3 2 5

Llanura 1969 Gas y Conds. 2400-2600 Yegua Eoceno 1 1 2 33.7 1.8

Viboritas 1969 Gas y Conds. 2000-2500 Queen City Eoceno 10 4 14 165.1 10.7

Piamonte 1969 Gas 2200-2500 Yegua Eoceno 1 — 1

Agua Blanca 1969 Gas y Conds. 1800-2000 F.N.Marino Oligoceno 1 1 2

Doctor 1969 Gas 2000-2500 Vicksburg Oligoceno 2 — 2

Gameño 1969 Gas y Conds. 1600-1700 Vicksburg Oligoceno 1 — 1 6.7

Buenos Aires 1969 Aceite 967- 959 Fno OH. Med. 1 — —

Peña Blanca 1970 Gas y Conds. 1800-2700 Q.C. y Wx. Eoceno 5 — 5 106,7

Topo 1970 Gas y C o n d s . 2200-2700 Queen City Eoceno 16 13 29 895.3 213,1

Troje 1970 Gas 2200-2400 Vicksburg Oligoceno 2 — 2 8.1

Vigía 1970 Gas 2200-2400 Yegua Eoceno 1 — 1

Atajo 1970 Gas 2200-2400 Yegua Eoceno 1 — 1

Indígena 1970 Gas 1900-2300 F.N. Marino Oligoceno 3 1 4 12.7

Ternero 1970 Gas 200-2300 Vicksburg Oligoceno 1 1 2

Robulus 1971 Gas y C o n d s . 1300-1600 Wilcox Paleoceno 5 3 8

Tigrillo 1971 Gas y aceite 700-1300 Jack, y Vicks. Eoceno 14 5 19 68,6

Ciprés 1971 Gas 900-1000 Vicksburg Olig. Inf 1 — 1

Cuneta 1971 Gas 1990-2000 Wilcox Eoceno 1 — 1 20.5

Escorpión 1971 Gas 2200-2400 Queen City Eoceno 1 — 1 22,1

Terregal 1971 Gas y C o n d s . 2500-2800 Vicksburg Oligoceno 2 2 4 212.2 2.3

Pinole 1971 Aceite 2196-2206 Tam. Inf. K. Inf 1 — — Soto! 1971 Aceite 2000-2050 Tam. Inf. K, Inf 1 — —

Rotalia 1972 Gas y C o n d s . 1000-1300 Wilcox Paleoceno 2 1 3

Oasis 1972 Gas y C o n d s . 1800-2400 Wx, y MWY Paleoceno 19 11 30 1,716.1 34,9

Pandura 1972 Gas y Conds. 1800-2400 Wx, y MWY Paleoceno 26 8 34 1,240.8 16.7

Tijerina 1972 Gas 1800-2000 Wilcox Eoceno 1 — 1

Yaqui 1972 Gas 2300-2500 •Queen City Eoceno 1 — 1

Caballero 1972 Gas y C o n d s . 3100-3200 Jackson Med, Eoc, Sup, I 1 2 5,9

Cuidáhuac 1972 Gas y Conds. 1700-2400 Vicksburg Oligoceno 64 9 73 1,111.9 77,8

Amatista 1973 Gas 2000-2200 Vicksburg Oligoceno 2 3 5 1,8

Jaujal 1973 Gas y conds. 1700-2000 Wx, y MWY Paleoceno IO 5 15 358,5 1.0

Z O N A P R O D U C T O R A POZOS PERFORADOS PRODUCCIÓN ACUMULATIVA

AÑO DE T I P O DE RANGO DE

N O M B R E DESCUBRI­ T I P O DE RANGO DE FORMACION EOAD P R O D . IMP, TOTAL GAS mm (m

MIENTO HIDROCARBUROS PROFUNDIDAD

Miel 1973 Gas 1800-2100 Wilcox Eoceno 1 — 1

Aquiles 1973 Gas y conds. 1900-2200 F.N.Marino Oligoceno 1 2 3

Cacama 1973 Gas y conds. 1800-2300 Vicksburg Oligoceno 1 2 3 34,6

Zapata 1973 Gas y conds. 1800-2300 Vicksburg Oligoceno 1 — 1 36,4

Malta 1973 Gas y conds. 3495-3496 Olvido Jurásico 1 — — Coinndón 1974 Gas y conds. 2000-2800 Wx. y MWY Paleoceno 39 8 47 1,127.2

Alondra 1974 Gas 2000-2400 Midway Paleoceno 32 3 35 822,4

Bucanero 1975 Gas 1900-2000 Midway Paleoceno 1 — 1

Duna 1976 Gas 2300-2800 Wx. y MWY Paleoceno 12 — 12 145,9

Jade 1976 Gas y conds. 1300-1500 Wilcox Paleoceno 1 — 1

Obsidiana 1976 Gas 2300-2600 Wilcox Paleoceno 1 — 1 3,1

Ópalo 1976 Gas y conds. 1800-2000 Wilcox Paleoceno 1 — 1

Garfio 1976 Gas y C o n d s . 500- 600 Wilcox Paleoceno 1 — 1

Pirata 1976 Gas y conds. 1700-1800 Midway Paleoceno 1 — 1

Géminis 1976 Gas y C o n d s . 1800-2300 Queen City Eoceno 7 6 13 157,3

Talismán 1976 Aceite y gas 2650-2440 KSF yjo l . K, Sup, y 1 — 1 Aceite y gas J. Sup,

Valero 1977 Gas 1600-1900 Wx. y MWY Paleoceno 7 3 IO 570,2

Gigante 1977 Gas 1600-1900 Wx. y MWY Paleoceno 11 7 18 173,9

Canario 1977 Gas 1800-2000 Midway Paleoceno 1 — 1 Magvi 1977 Gas y conds. 1165-1235 Austin-EF K, Sup, 1 — — Rafael 1978 Gas y conds. 1100-1400 Wilcox Paleoceno 3 2 5

Reno 1978 Gas 1300-1700 Wx, y MWY Paleoceno 4 — 4 96,6

Lagunero 1978 Gas 1500-1700 Wilcox Paleoceno 1 — 1

Puerta 1978 Gas y Conds. 1800-2100 Jackson Eoceno 1 — 1 7.0

Llorón 1979 Gas 2300-2600 Wilcox Paleoceno 2 2 4 30,8

Aventurero 1979 Gas 1500-1800 Wilcox Paleoceno 6 2 7.5

General 1979 Gas y Conds. 1500-1800 Wilcox Paleoceno 1 — 1

Bario 1980 Gas y Conds. 2100-2300 Midway Paleoceno 1 — 1

P. de la Loma 1980 Gas y conds. 2050-2150 Midway Paleoceno 1 — I

Catarrín 1980 Gas y conds. 650- 700 Jackson Eoceno 1 — 1 13,8

Calabaza 1981 Gas y c o n d s . 2500-2600 Midway Paleoceno 2 1

Verano 1981 Gas y Conds. 2450-2500 Wilcox Eoceno 1 — 1

Vivanco 1981 Aceite 1300-1400 Austin K, Sup, 1 — 1

Primo 1981 Gas 2750-2850 Olvido J, Sup, 1 — 1

Totonaca 1982 Gas 4250-4350 Cupido Cretácico 3 10 13 206.0

Mata 1982 Gas y Conds. 1900-2100 Midway Paleoceno 1 — 1

Nilo 1982 Gas 3000-3050 Wilcox Paleoceno 5 1 6

Barrilete 1982 Gas y Conds. 3100-3300 Midway Paleoceno 5 — 5 Califa 1982 Gas y Conds. 1500-1800 MWY y Wx. Paleoceno 1 — 1

27,9 3.7

7.3

4,1

2.3

Z O N A P R O D U C T O R A POZOS PERFORADOS PRODUCCIÓN ACUMULATIVA

AÑO DE T I P O DE RANGO DE

N O M B R E DESCUBRI­T I P O DE RANGO DE

FORMACIÓN EDAD P R O D . I M P . T O T A L GAS mm (mJ) COND, m (m»)

M I E N T O HIDROCARBUROS PROFUNDIDAD

GAS mm (mJ) COND, m (m»)

Otoño 1982 Gas y conds. 3100-3300 Midway Eoceno 1 1 Negritos 1982 Gas y conds. 2300-2350 Frío Marino Oligoceno 2 — 2 Explorador 1983 Gas y conds. 2800-2900 Midway Paleoceno 2 1 3 China 1983 Gas 3000-3300 Midway Paleoceno 2 2 4 Dr. Coss-101 1985 Gas y conds. 1791-1799 P. Wilcox Paleoceno 1 — 2 95,860 mVdía Poleo 1986 Gas y conds. 1581-1593 0 . Vicksburg Oligoceno 1 — 1 58,060 mVdía Huateinpo 1987 Gas y conds. 2513-2538 Wilcox Paleoceno 1 — 1 72,500 mVdía

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