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INSTITUTO
POLITÉCNICO
NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
CIENCIAS DE LA TIERRA ESIA – TICOMÁN
“APLICACIÓN DE UNA METODOLOGÍA PARA LA
INTERPRETACIÓN DE PLAYS SUBSALINOS”
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO GEÓLOGO
P R E S E N T A:
FLORES ACOSTA ITZEL DANIELA
ASESOR INTERNO
Ing. MARIANA OLVERA BADILLO
ASESOR EXTERNO
M. en I. MARCELINO MORENO LÓPEZ
MÉXICO, CD. DE MÉXICO MAYO 2017
II
III
IV
V
VI
AGRADECIMIENTOS
A mis padres, Rosa María Acosta y José Luis Flores, a quienes dedico éste
trabajo por su apoyo incondicional en todas las decisiones de mi vida, por
nunca dejar que me diera por vencida en este gran camino recorrido, por
siempre ser ese gran pilar que sostiene mi vida y esa inmensa luz que la
guía. Para y por ustedes.
Al Ing. Marcelino Moreno por su dedicación a éste trabajo, su paciencia, su
confianza y sobre todo su tiempo, a lo largo de éstos casi dos años que
me permitió ser su becaria. No tengo palabras para agradecer todo su
apoyo, porque sin usted esto no hubiera sido posible.
A la Ing. Mariana Olvera por su apoyo, guía y paciencia en la realización de
este trabajo, es usted un ejemplo a seguir.
Al Instituto Mexicano del Petróleo por abrirme sus puertas y permitirme ser
becaria desde el servicio social; por ser parte fundamental de mi formación,
agradecida estoy de haber pertenecido a esta institución.
A mi alma máter, ESIA Ticomán por permitirme realizar un sueño, por
formarme como persona, como mujer y como Ingeniera. Me siento
orgullosa de ser politécnica.
A todos mis sinodales y profesores, porque gracias a ellos y a su gran
vocación, es que hoy puedo decir: Lo logré.
A mis amigos por hacer este recorrido más ameno. Gracias Patty por
recorrer a mi lado este camino.
A mi abuelito, porque fuiste y eres un gran ejemplo de lucha incansable.
Hasta el cielo van dedicados todos mis logros.
A Dios porque sin su guía no hubiera podido llegar hasta este punto.
VII
“APLICACIÓN DE UNA METODOLOGÍA PARA LA INTERPRETACIÓN DE PLAYS SUBSALINOS”
RESUMEN...............................................................................................XIV
ABSTRACT...............................................................................................XV
GENERALIDADES ............................................................. 1
1.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................ 1
1.2. OBJETIVO GENERAL ........................................................................ 3
1.3. OBJETIVO PARTICULAR ................................................................... 3
1.4. METAS................................................................................................ 3
1.5. METODOLOGÍA ................................................................................. 4
1.6. LOCALIZACIÓN DEL ÁREA ............................................................... 4
1.6.1. Proyecto Área Perdido .............................................................. 5
1.6.2. Campo Trión .............................................................................. 5
1.6.2.1. Pozo Trión-1 ........................................................................ 5
1.7. DESAFÍOS TECNOLÓGICOS ............................................................ 6
1.8. OPORTUNIDADES ............................................................................. 7
1.9. ANTECEDENTES ............................................................................... 8
1.9.1. Cuenca Salina Del Istmo ........................................................... 9
1.9.2. Cuenca Salina Del Golfo De México Profundo ........................ 10
1.9.3. Provincia Salina del Bravo ....................................................... 10
1.9.4. Cinturón Plegado Perdido ....................................................... 11
1.9.5. Exploración Salina En México ................................................. 12
1.9.6. Avances en el Método Sísmico ............................................... 13
MARCO TEÓRICO .......................................................... 16
2.1. SECUENCIAS EVAPORÍTICAS ....................................................... 16
2.1.1. Rocas sedimentarias químicas ................................................ 16
2.1.2. Evaporitas ............................................................................... 17
2.1.2.1. Génesis ............................................................................. 17
2.1.3. Rocas Evaporíticas.................................................................. 17
2.1.3.1. Clasificación de Rocas Evaporíticas ................................. 17
2.1.3.2. Cloruros ............................................................................. 20
2.1.3.3. Sulfatos ............................................................................. 23
VIII
2.1.3.4. Nitratos .............................................................................. 25
2.1.3.5. Carbonatos ........................................................................ 25
2.2. DEFORMACIÓN DE LA SAL ............................................................ 26
2.2.1. ELEMENTOS DE LA TECTÓNICA SALINA ............................ 26
2.2.2. Deformación de la sal en capas o láminas .............................. 28
2.2.3. Mecanismos en la deformación de la sal ................................. 28
2.3. ESTRUCTURAS SALINAS ............................................................... 30
2.3.1. Estructuras no diapíricas ......................................................... 30
2.3.1.1. Ondulaciones de sal (salt rollers) ...................................... 31
2.3.1.2. Anticlinal de sal (salt anticline) .......................................... 32
2.3.1.3. Montículos de sal (salt swells) ........................................... 33
2.3.1.4. Almohadillas de sal (salt pillows) ....................................... 33
2.3.1.5. Domos de sal (salt dome) ................................................. 34
2.3.2. Estructuras diapíricas .............................................................. 36
2.3.2.1. Paredes de sal (salt walls) ................................................ 37
2.3.2.2. Diapiro de sal (salt diapir).................................................. 37
2.3.2.3. Canopies de sal (salt canopy) ........................................... 41
2.3.2.4. Lengüeta de sal (salt tongue) ............................................ 42
MARCO GEOLÓGICO .................................................... 44
3.1. GEOLOGÍA REGIONAL DEL GOLFO DE MÉXICO ......................... 44
3.2. PROVINCIAS GEOLÓGICAS DEL NORTE DE MÉXICO. ............... 45
3.2.1. Provincia Salina del Bravo ....................................................... 45
3.2.1.1. Cinturón Subsalino ............................................................ 45
3.2.1.2. La zona de Minicuencas.................................................... 45
3.2.2. Cinturón Plegado Perdido (CPP) ............................................. 46
3.3. PLAYS SUBSALINOS EN EL GOLFO DE MÉXICO ......................... 48
3.3.1. Plays Subsalinos en el Norte del Golfo de México .................. 48
3.3.2. Plays Subsalinos en la Cuenca Salina del S-SE de México .... 49
3.3.2.1. Cuenca Salina del Istmo (parte continental) ...................... 50
3.3.2.2. Cuenca Salina del Istmo (parte marina) ............................ 52
3.3.3. Plays Subsalinos en la Cuenca Salina. ................................... 52
METODOLOGÍA PARA LA INTEPRETACIÓN DE PLAYS
SUBSALINOS .......................................................................................... 58
4.1. LEVANTAMIENTO SÍSMICO 3D ...................................................... 61
IX
4.2. MIGRACIÓN ..................................................................................... 61
4.2.1. Tipos de migración .................................................................. 62
4.3. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA ............................................. 63
4.3.1.1. Campo Trión (Zona Norte) ................................................ 64
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES................... 70
5.1. CONCLUSIONES ............................................................................. 70
5.2. RECOMENDACIONES ..................................................................... 71
BIBLIOGRAFIA ........................................................................................ 72
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURAS PÁGINA Fig. 1.1 Proyecto Área Perdido,
abarca el Cinturón Plegado Perdido y Cinturón Subsalino
5
Fig. 1.2 Pozo Exploratus-1 y Pozo Trion-1
6
Fig. 1.3 Localización de las Provincias Salinas del
Norte y Sector Sur-Sureste del Golfo de
México
8
Fig. 1.4 Sección estructural de la Provincia Salina del
Istmo (Terrestre)
9
Fig. 1.5 Sección estructural de la Provincia Salina del
Istmo (Marina)
10
Fig. 1.6 Sistema de extensión-compresión de la
Cuenca de Burgos y parte Marina
11
Fig. 1.7 Sección estructural de Salina del Bravo y Cinturón Plegado
Perdido
12
X
Fig. 1.8 Mapeo de cuerpos salinos de un cubo
sísmico 3D
14
Fig. 2.1 Diagrama de formación de rocas debido a
agentes sedimentarios y químicos
16
Fig. 2.2 Diagrama de la sal comportándose como
roca sello
20
Fig. 2.3 Gráfica de valores de densidad de las
diferentes litologías a partir de la
profundidad, con la línea de densidad de la
sal resaltada
21
Fig. 2.4 Valores de dureza de la sal con diferentes
litologías
22
Fig. 2.5 Representación de los elementos básicos de
la tectónica salina
27
Fig. 2.6 Cresta compresional de un diapiro y la influencia de la
sedimentación en el Fondo Marino
30
Fig. 2.7 Estructuras salinas 31
Fig. 2.8 Ondulaciones de sal 32
Fig. 2.9 Anticlinal de sal 32
Fig. 2.10 Perfil sísmico de la parte central de Qianjiang, China
32
Fig. 2.11 Montículo de Sal 33
Fig. 2.12 Almohadillas de Sal 33
Fig. 2.13 Ejemplo de fracturación de las almohadillas
34
Fig. 2.14 Típico domo o tronco salino, diapiro con
paredes verticales y ligeras forma circular
35
Fig. 2.15 Domo de Sal 35
Fig. 2.16 Estructuras salinas con estructuras lineales en
la parte izquierda y circulares en la
derecha
37
XI
Fig. 2.17 Pared de Sal 37
Fig. 2.18 Diapiros de Sal elongado visto en sección sísmica
38
Fig. 2.19 Fases del diapirismo en un régimen
extensional
39
Fig. 2.20 Sección sísmica donde se observan tanto
diapiros como paredes de sal
39
Fig. 2.21 Tronco de Sal 40
Fig. 2.22 Tronco de Sal en sección sísmica
40
Fig. 2.23 Toldo o canopie de Sal 41
Fig. 2.24 Línea sísmica de la región del Canopie
Sable Slope
42
Fig. 2.25 Se muestran los tres tipos principales de
toldos o canopies de Sal
42
Fig. 2.26 Lengüeta de Sal 43
Fig. 2.27 Estructuras salinas alcotanas
43
Fig. 3.1 Pozos exploratorios en los Sectores Oeste y
Este del Golfo de México
44
Fig. 3.2 Tipo de estructuras salinas
46
Fig. 3.3 Cuencas petroleras con sal
46
Fig. 3.4 Evolución de los toldos de sal y formación del
CPP
47
Fig. 3.5 Tipos de trampas involucradas con cuerpos salinos
48
Fig. 3.6 Localización del Campo Trión y sección sísmica del Pozo Trión-
1
49
Fig. 3.7 Localización y sección sísmica del Pozo
Exploratus-1
49
XII
Fig. 3.8 Mapa geológico de las Cuencas del Sureste
50
Fig. 3.9 Ubicación de la Provincia Petrolera del
Sureste y sección estructural tipo de la Cuenca Salina del Istmo (Terrestre)
51
Fig. 3.10 Ubicación y sección estructural tipo de la Cuenca Salina del
Istmo (Marina)
52
Fig. 3.11 Ubicación del campo Amoca y sección
sísmica
53
Fig. 3.12 Localización del pozo Rabasa-101 y sección sísmica del yacimiento
Rabasa
54
Fig. 3.13 Ubicación del pozo Nelash-1 y sección
sísmica del yacimiento
55
Fig. 3.14 Ubicación del pozo Miztón-1 en la Cuenca Salina del Istmo y su
sección sísmica
56
Fig. 3.15 Localización del pozo Tsimin-1 y sección
sísmica del pozo en la Cuenca Salina del
Istmo
57
Fig. 4.1 Diagrama sobre la metodología propuesta para la interpretación de plays Subsalinos
60
Fig. 4.2 Comparación de geometrías de
adquisición (inferior) y gráficas de distribución
por azimut y desplazamiento en
diagramas de roseta (superior)
61
Fig. 4.3 Tabla sobre los tipos de migración, haciendo énfasis a la migración
3D en profundidad antes de apilar (PSDM)
62
XIII
Fig. 4.4 Reinterpretación estructural
63
Fig. 4.5 Ubicación del campo Trión
64
Fig. 4.6 Localización de los pozos en Estados
Unidos
65
Fig. 4.7 Correlación de pozos perforados en el Cinturón Plegado Perdido, tanto en
México como en E.U.A.
66
Fig. 4.8 Posicionamiento del pozo Trión-1 en
relación al modelo sedimentario
66
Fig. 4.9 Cubo sísmico del proyecto Trion-1
67
Fig. 4.10 Modelo de velocidades en el Proyecto del Cinturón Subsalino
68
Fig. 4.11 Interpretación estructural
69
XIV
RESUMEN
El conocimiento e interpretación de las trampas petroleras
asociadas a la tectónica salina, se debe a que es en ellas, donde se
encuentra el mayor potencial petrolero, por lo tanto en el Capítulo II, se
hace un análisis químico y físico de las propiedades asociadas a los
cuerpos evaporíticos, así como las formas en que va intrusionando el
paquete sedimentario, buscando su equilibrio isostático, lo cual es un
indicativo de que al intrusionar un horizonte con hidrocarburo, este buscará
una ruta de migración hacia la parte somera, la cual se la proporciona la
sal, ya que su comportamiento es el de un cuerpo intrusivo, esta asociación
provoca la generación de plays subsalinos.
México cuenta con plays subsalinos, por lo tanto en el presente
trabajo se presenta una metodología de interpretación de los plays
subsalinos, haciendo mención de las características geofísicas de un
levantamiento sísmico radial (WAZ), así como del procesamiento de los
datos con migración en profundidad antes de apilar (PSDM) y el uso de un
modelo refinado de velocidad (conversión a profundidad); cuyo objetivo
principal, es el de tener una mejor imagen sísmica del subsuelo en
estructuras complejas.
En el Capítulo III, se muestran diferentes plays subsalinos de la
parte N y S-SE de México. En el capítulo IV se hace mención de las
características del pozo Trión, el cual cumple con los requisitos de la
metodología propuesta, por lo que se analizó la interpretación, así mismo
se reinterpretó con base en la metodología, creando una interpretación más
refinada.
Podemos concluir que la metodología funciona bajo este tipo de
parámetros, sin embargo en caso de que surjan nuevos tipos de
levantamientos y procesamientos de datos en zonas complejas puede ir
refinándose. Es importante mencionar que una interpretación no debe de
ser de una sola persona, sino de un grupo integral.
XV
ABSTRACT
The knowledge and interpretation of the petroleum traps associated
with salt tectonics is due to the fact that it is in them that the greatest
petroleum potential is found, Therefore, in Chapter II, a chemical and
physical analysis of the properties associated to the evaporite bodies, as
well as the forms in which the sedimentary package is intruded, seeking its
isostatic equilibrium, which is an indication that when intruding A
hydrocarbon horizon, this one will look for a route of migration towards the
shallow part, which is provided by salt, since its behavior is that of an
intrusive body, this association causes the generation of subsaline plays.
Mexico has subsaline plays, therefore in the present work is
presented a methodology of interpretation of subsaline plays, mentioning
the geophysical characteristics of a radial seismic survey (WAZ), as well as
the processing of data with the pre stack deep migration (PSDM) and the
use of a refined speed model (depth conversion); whose main objective is
to have a better seismic image of the subsoil in complex structures.
In Chapter III, different subsalt plays of the N and S-SE part of
Mexico are shown. Chapter IV mentions the characteristics of the Trión well,
which meets the requirements of the proposed methodology. Therefore, the
interpretation was analyzed, and it was reinterpreted based on the
methodology, creating a more refined interpretation.
We can conclude that the methodology works under this type of
parameters, however in case of new types of data collection and processing
in complex areas, it can be refined. It is important to mention that an
interpretation should not be of a single person, but of an integral group.
1
GENERALIDADES
1.1. INTRODUCCIÓN
La mayoría de los campos petroleros descubiertos en México, han
sido puestos en producción y se calcula que el 79% de las reservas están
siendo explotadas y algunos se encuentran en la fase de declinación. Por
lo que en la actualidad se presentan retos en la exploración y el desarrollo
de campos para aumentar las reservas y tener un mejor índice de
recuperación en la producción (Schlumberger, 2008-2009).
México cuenta con yacimientos petroleros con diferentes
características geológicas, entre los que destacan los yacimientos en rocas
carbonatadas del Mesozoico, yacimientos en secuencias areno-arcillosas
del Terciario y yacimientos asociados a cuerpos salinos, los cuales están
relacionados a eventos de deformación de la sal (tectónica salina), lo que
hace que sea de gran importancia estudiar su origen y entender los
procesos que dieron lugar a las diferentes estructuras asociadas a la sal.
Se estima que en aguas profundas del Golfo de México se podría
tener casi la mitad de los hidrocarburos potenciales con los que México
cuenta. En algunas regiones del Golfo de México como son: La Cuenca
Salina del Istmo (terrestre y porción de aguas profundas) y en la parte N-
NE, el Cinturón Subsalino (Provincia Salina del Bravo y Cinturón Plegado
Perdido), se presentan ambientes donde existen grandes emplazamientos
de sal alóctona que producen estructuras salinas (Golfo de México- Aguas
Profundas Norte, 2015).
En años recientes el estudio de yacimientos relacionados a plays
subsalinos y asociados a estos, ha aumentado significativamente, debido a
que se encuentran en ellos una gran cantidad de trampas de hidrocarburos.
2
La industria petrolera nacional necesita mantener los niveles de
producción actuales, por lo que es necesario enfocar las inversiones en las
Cuencas del Sureste y del Golfo de México profundo que contengan Plays
Subsalinos y asociados a estos, pues éstos contienen el 90% de los
recursos prospectivos del país y muchos de ellos presentan características
asociadas a la tectónica salina (Escalera Alcocer, 2010).
Antiguamente se tenían muchos obstáculos de tipo tecnológico y
de procesamiento sísmico al estudiar plays subsalinos, debido a que el
frente de onda del método sísmico, al llegar a la cima de los cuerpos de sal,
presentaba una atenuación natural de la señal sísmica que producía
errores de iluminación, lo cual llevaba a una deficiente interpretación de
imágenes por debajo de la sal. Actualmente se tiene una nueva técnica de
adquisición sísmica de cobertura azimutal amplia, denominada como WAZ,
la cual tiende a mejorar la relación señal-ruido en ambientes geológicos
subsalinos complejos. Posterior a la adquisición, se requiere el
procesamiento de los datos con un algoritmo de migración pre stack depth
migration (PSDM) y con un modelo refinado de velocidades sísmicas en la
conversión a profundidad (Schlumberger, 2008-2009).
Los Plays Subsalinos presentan rasgos estructurales-
estratigráficos y sísmicos que son importantes en la interpretación de los
datos sísmicos 3D, con la finalidad de definir lo mejor posible los plays
asociados a la sal.
El presente trabajo analizó la formación de plays subsalinos, así
como la recopilación de trabajos publicados asociados a estos (como fue
en el Área de Perdido donde se incluyen varios pozos, tales como Pozo
Trión-1 y Pozo Exploratus-1; también se presentan pozos de la zona de la
Cuenca Salina del Istmo, tanto en su porción marina como terrestre), así
mismo del estudio de las secuencias evaporíticas con la finalidad de
comprender los mecanismos de formación de estructuras y trampas supra
y subsalinas producidas mediante la migración de la sal alóctona, su
intrusión en los horizontes y su comportamiento como sello.
3
1.2. OBJETIVO GENERAL
Propone una metodología de interpretación estructural-
estratigráfica que considere, el levantamiento sísmico tipo WAZ, un
procesamiento de datos PSDM y un modelo refinado de velocidad, para la
delimitación de Plays Subsalinos.
1.3. OBJETIVO PARTICULAR
Entender la composición y comportamiento de las
secuencias evaporíticas.
Comprender los procesos sedimentarios asociados a las
rocas evaporíticas y sus parámetros estructurales y
estratigráficos presentes en las estructuras salinas.
Analizar el comportamiento y evolución tectónica en las
cuencas sedimentarias del Golfo de México, así como su
ubicación en el contexto de los yacimientos Mexicanos
Recopilar requisitos que deben contener los datos sísmicos
para un mejor entendimiento y delimitación de plays
asociados a la sal.
1.4. METAS
Entendimiento y descripción de las características físicas y
químicas de los minerales y de las secuencias salinas, así como de las
estructuras (lengüetas, pliegues y diapiros plegados, tortugas, pliegues
nucleados por sal, acuñamientos contra diapiros, etc.) asociadas a éstas.
Indicar algunos ejemplos de reinterpretación sísmica-estructural-
estratigrafica de algunos Plays Subsalinos y asociados a éstos.
4
1.5. METODOLOGÍA
Recopilación bibliográfica de material geológico, geofísico y
de pozos del área de estudio.
Análisis y evaluación de la información geológica, geofísica
y de pozos.
Se comienza con una interpretación estructural y
marcadores de pozo.
Continuación de los datos de correlación (horizontes en
tiempo) y cima de la sal.
Aplicación de atributos sísmicos.
Análisis del fondo marino (en caso de ser marino).
Conversión a profundidad de los horizontes interpretados.
Interpretación de tipo estratigráfica.
Análisis y evaluación de posibles plays Subsalinos y
asociados a éstos.
Conclusiones
Recomendaciones
1.6. LOCALIZACIÓN DEL ÁREA
Se indica las zonas con tectónica salina en México (zonas marinas
del N y S-SE), en donde se presentan dos ejemplos de la zona N: pozo
Exploratus-1 y pozo Trión-1, localizados en el Golfo de México Profundo:
Área de Perdido y en la zona de sal alóctona somera; así como ejemplos
del S-SE: Amoca-1, Rabasa-101, Nelash-1, Miztón-1 y Tsimin-1.
5
1.6.1. Proyecto Área Perdido
Se localiza en la zona NW del Golfo de México Profundo, frontera
con Estados Unidos, a 200 km al este de las costas del norte de
Tamaulipas; el área comprende dos sectores: el Cinturón Plegado Perdido
y el Cinturón Subsalino (Escalera Alcocer, 2010), (Fig. 1.1).
Fig. 1.1 Proyecto Área Perdido, abarca el Cinturón Plegado Perdido y Cinturón Subsalino (Modificada de CNH, 2015)
1.6.2. Campo Trión
El campo Trión se ubica en el extremo nororiental de la Provincia
Salina del Bravo, en la subprovincia Cinturón Subsalino que limita al
occidente con la Provincia del Cinturón Plegado Perdido aproximadamente
a 178 km de las costas de Tamaulipas en la zona económica exclusiva del
Golfo de México, a 39 km de la frontera con Estados Unidos; ubicado
fisiográficamente en la parte basal del talud continental.
1.6.2.1. Pozo Trión-1
Se encuentra en un tirante de agua de 2,535 m y la profundidad
programada en el subsuelo es de 7600 m. Éste pozo explorador descubrió
6
dos yacimientos en areniscas del Eoceno inferior Wilcox, impregnadas de
aceite de 25° API (Fig. 1.2).
Fig. 1.2 Pozo Exploratus-1 y Pozo Trion-1 (Modificada de Resultados de actividades de exploración, PEMEX, 2014)
1.7. DESAFÍOS TECNOLÓGICOS
En la caracterización Geológica – Geofísica se presentan varios
desafíos en zonas principalmente complejas (Schlumberger, 2008):
- Dificultad en la obtención de una buena imagen sísmica de las
formaciones geológicas que se encuentran por debajo de las secuencias
salinas.
- Dificultad en la iluminación de la base y los flancos de una
estructura salina, debido a que la presión de poro y fracturas naturales son
difíciles de caracterizar, así como los ángulos de las estructuras.
- Necesidad de contar con un cubo refinado de velocidades
sísmicas de entrada en la migración en profundidad antes de apilar
(PSDM), para efectos de que se ilumine por debajo de los cuerpos de sal.
7
-El levantamiento sísmico tradicional presenta problemas de
iluminación, debido al azimut, por lo que no se logran visualizar claramente
las estructuras salinas, para mejorar esto, se utiliza un levantamiento tipo
WAZ.
- Integración de diferentes disciplinas que apoyen a la sísmica en
zonas complejas (Gravimetría, Gradiometría y datos Electromagnéticos).
1.8. OPORTUNIDADES
Para el caso de México, se tiene previsto por PEMEX y por el grupo
de compañías nuevas (Asociación Mexicana de empresas petroleras en
México, AMEXHI) (Tabla 1), la exploración de nuevas áreas con secuencias
salinas que restituirán reservas y aumentarán la producción de aceite y/o
gas (PEMEX, 2011):
ASOCIACIÓN MEXICANA DE EMPRESAS PETROLERAS EN MÉXICO (AMEXHI)
Anadarko DEA- Deutsche Erdoel
Lewis Energy Petrobras
BG Group Diavaz Lukoil Premier Oil
BHP Billiton Ecopetrol MCX Exploration (Mitsubishi)
Pluspetrol
BP ExxonMobil Murphy Oil Repsol México
Bridas Galp Energía Newpek (Grupo Alfa)
Sierra Oil & Gas
Carso Oil and Gas Grupo México Noble Energy México
Shell
CASA Exploration Hess México Oxy Statoil
Chevron Hunt Oil Pacific Rubiales Suncor
CNOOC- Nexen Inpex Corporation Pemex Talos Energy
Cobalt International Energy
Jaguar Exploración y Producción
Petrobal Tecpetrol
Tabla 1.1 Asociación Mexicana de empresas petroleras en México (AMEXHI).
Existen grandes volúmenes de reservas no recuperadas en Plays
complejos, por lo que se buscan nuevas oportunidades de desarrollos de
este tipo de campos y de producción. Se considera la existencia de
hidrocarburos que serán descubiertos por la exploración de aguas
profundas como en la Cuenca Salina del Golfo de México Profundo, en la
8
Cuenca Salina del Istmo, Provincia Salina del Bravo y Cinturón Plegado
Perdido.
Actualmente y con el avance tecnológico, existen nuevas técnicas
de adquisición sísmica, softwares especializados en interpretación, así
como nuevas herramientas, técnicas de perforación y terminación de pozos
para la perforación de cuerpos salinos, cuya realización debe ser en grupos
integrales con el fin de incrementar el índice de éxito (en México se han
llegado a perforar hasta 3000 m de sal).
1.9. ANTECEDENTES
Los descubrimientos y desarrollos de campos en cuencas
sedimentarias con tectónica salina, comenzaron en Medio Oriente y
posteriormente en aguas someras y profundas del Mar del Norte, EUA y
África, debido al gran potencial petrolero que contienen.
México cuenta con yacimientos petroleros asociados a secuencias
de rocas evaporitas conformadas por tectónica salina, que están siendo
explotados, pero se han encontrado con grandes retos para obtener una
buena imagen sísmica (Fig. 1.3).
Figura 1.3 Localización de las provincias salinas del Norte y Sector Sur-Sureste del Golfo de México. (Tomado de Provincia Petrolera Golfo de México Profundo, PEMEX, 2013- B)
9
1.9.1. Cuenca Salina Del Istmo
Forma parte de las Cuencas terciarias del Sureste de México, tiene
una extensión aproximada de 15,300 km2 (Figura 1.4), se caracteriza por la
presencia de sal en forma de diapiros, paredes, lengüetas y canopies
(toldos), que afectan la columna suprayacente, en donde los sedimentos
del Cenozoico y Cuaternario, son intrusionados por los cuerpos de sal
alóctona Jurásica asociados a plays con aceites ligeros en estructuras
salinas complejas (PEMEX, 2009). Esta cuenca salina en su
correspondiente extensión hacia el Golfo, es conocida como “Sal Somera”.
Figura 1.4 Sección estructural de la Provincia Salina del Istmo (Terrestre), (Tomado de Provincia Petrolera Sureste, PEMEX, 2013-B).
Existen semejanzas morfológicas de los domos y diapiros salinos
de las costas del sur del Golfo de México con los de Estados Unidos en
donde, las estructuras salinas tienen generalmente una forma más regular
(redonda), mientras que los domos salinos de la Cuenca del Istmo
presentan formas irregulares y alargadas, lo cual posiblemente indica
condiciones de tectónicas diferentes, aunque la edad y génesis de las
secuencias salinas son similares (Enciso, 1963).
10
Durante 1905 las compañías extranjeras extrajeron aceite
comercial en el campo Capoacán (Tissot,1979), en domos salinos cercanos
a Coatzacoalcos, Veracruz, en la Cuenca Salina terrestre, los cuales están
asociados a trampas ubicadas en el caprock, en los domos y diapiros
salinos. 70 años después, dicha cuenca ha sido una de las principales
productoras de aceite de México.
1.9.2. Cuenca Salina Del Golfo De México Profundo
Localizada en la parte S-SE de México y frente a Ciudad del
Carmen, Camp. (Zona marina, Figura 1.5). La columna sedimentaria
Mesozoica y Cenozoica se encuentra intrusionada por grandes canopies
de sal, domos e intrusiones salinas con raíz profunda, que originan la
deformación y rompimiento de las secuencias mesozoicas, lo que origina
la formación de mini-cuencas por evacuación de sal.
Figura 1.5 Sección estructural de la Provincia Salina del Istmo (Marina), (Tomado de Provincia Petrolera Golfo de México Profundo, PEMEX, 2013).
1.9.3. Provincia Salina del Bravo
Se localiza en el sector NW del Golfo de México y frente al delta del
Río Bravo, incluye las subprovincias del Cinturón Subsalino y minicuencas,
los tirantes de agua oscilan entre [500 a 2,500 m], presenta un régimen
11
compresivo con pliegues amplios y prolongación de fallas inversas en sus
crestas y flancos, cuya dirección preferencial es NE-SW. Los pliegues están
nucleados por sal y cubiertos por canopies y lengüetas; los canopies de sal,
alcanzan sedimentos del Eoceno Medio. La zona de minicuencas se
localiza al occidente y está representada por toda una franja semi paralela
al borde del talud continental, con presencia de diapiros de sal o arcilla (Fig.
1.6).
Fig. 1.6 Sistema de extensión-compresión de la Cuenca de Burgos y parte Marina (PEMEX, 2013-A).
1.9.4. Cinturón Plegado Perdido
Se localiza al oriente de la Provincia Salina del Bravo con tirantes
de agua de [2,000 a 3,500 m], presenta todo un conjunto de pliegues
provocados por la tectónica salina y por la acción gravitacional al occidente
del área durante el Oligoceno-Mioceno. Las fallas inversas presentan una
orientación NE-SW, con despegue en la sal autóctona Jurásica, esta
deformación involucra la secuencia cretácica y cenozoica. El tipo de
hidrocarburo es principalmente aceite y las rocas almacenadoras
corresponden a calizas fracturadas de aguas profundas, mientras que en
el Cenozoico, tenemos areniscas formadas en ambientes profundos
correspondientes a turbiditas (Pemex, 2011) (Fig. 1.7).
12
Fig. 1.7 Sección estructural de Salina del Bravo y Cinturón Plegado Perdido (PEMEX, 2013-B).
1.9.5. Exploración Salina En México
En el siglo XX la exploración en México, se realizó mediante
trabajos de geología superficial y geofísicos, en donde los geólogos
iniciaron los estudios en la Cuenca Salina del Istmo con tecnología básica,
logrando descubrir la existencia de trampas conformadas por sedimentos
plegados en forma dómica resultado de la tectónica salina que causo
plegamiento o intrusión (Venegas, 2010).
La exploración petrolera en México fue un reflejo de lo que sucedía
en Texas- Louisiana, USA, para el caso de la Cuenca Salina del Istmo, la
etapa de exploración del caprock de sal, se dio en 1901, cuando el inglés
Weetman Pearson que construía la vía del ferrocarril a través del Istmo de
Tehuantepec, observo una gran cantidad de chapopoteras, por lo que los
geólogos realizaron estudios de reconocimiento (Venegas, 2010). Los
resultados de estos estudios animaron a Pearson a fundar la Compañía El
Águila, con el fin de explorar con las mismas ideas y metodologías
aplicadas en Texas-Louisiana, los geólogos identificaron siete domos
salinos, cinco de los cuales se explotaron como campos petroleros (San
Cristóbal, Concepción, Tecuanapa, Soledad e Ixhuatlan).
13
En 1972, se descubrieron los campos del Mesozoico en la región
Chiapas-Tabasco, en donde la industria petrolera se consolidó como una
de las principales actividades económicas del país, permitiendo la
expansión en 1974, junto con un alza en los precios del petróleo, que
incentivó la perforación de pozos con más de 3,500 metros de profundidad.
Existe una gran similitud entre los domos y diapiros salinos del Sur
de México y los de Estados Unidos; donde las estructuras salinas tienen
forma regular (redonda), mientras los domos salinos de la Cuenca Salina
del Istmo presentan formas más irregulares y alargadas, lo cual
posiblemente indica condiciones tectónicas diferentes, aunque la edad y
génesis de las secuencias salinas es la misma (Enciso, 1963).
La Cuenca Salina del Istmo presenta un gran interés petrolero, ya
que se han encontrado importantes campos productores de aceite y gas en
estructuras formadas por tectónica salina. Actualmente se han desarrollado
programas de levantamientos sísmicos como parte del Proyecto de Crudo
Marino y Coatzacoalcos.
Es importante pensar donde podrían encontrarse nuevas fuentes
de hidrocarburos, como las localizadas en la Provincia Salina del Golfo
Profundo, donde existen numerosas evidencias de la presencia de aceite,
el cual está siendo expulsado a la superficie a través de fallas geológicas,
en donde se espera que el hidrocarburo sea aceite ligero y gas.
1.9.6. Avances en el Método Sísmico
En lo que respecta al método sísmico, este ha pasado por varias
etapas de evolución en el mejoramiento del diseño de la adquisición
sísmica, así como en el procesamiento de los datos. La historia indica como
ha evolucionado, por ejemplo, en la década de 1920 la tecnología permitió
detectar capas inclinadas por medio de disparos analógicos con una
cobertura simple. En la década de 1930, esta técnica fue clave para
hallazgos registrados en torno a domos salinos y se convirtió en una
14
práctica estándar. Para la década de 1950 se registraron datos sísmicos
con una cobertura múltiple (de 100-600%), técnica que mejoró
significativamente la relación señal-ruido. En la década de 1960 se
reemplazaron los datos obtenidos por métodos analógicos y ópticos en
datos digitales. En la década de 1980, se introdujeron los levantamientos
sísmicos 3D en la industria petrolera, transformando todo el negocio de
exploración. Se comenzaron a utilizar los atributos de trazas y los puntos
brillantes como indicadores directos de la presencia de hidrocarburos. Para
la década de 1990, la exploración sísmica 3D se extiende sobre diferentes
áreas marinas, terrestres y transicionales en todo el mundo; se mejoró la
imagen sísmica con los procesamientos de migración en tiempo después
del apilamiento (PSTM). Actualmente, la imagen sísmica en escala de
profundidad (Pre stack depth migration PSDM) aporta nuevas
oportunidades de exploración en regiones complejas, aunada a un nuevo
diseño de levantamiento sísmico, denominado de registro en círculos con
full azimuth (WAZ), que ha resultado efectivo para obtener imágenes por
debajo de la sal; también se han mejorado los levantamientos de sísmica
de pozo, conocidos como perfiles sísmicos verticales (VSP); todas estas
técnicas ayudan a los intérpretes a generar nuevas áreas prospectivas por
debajo de la sal y a descubrir nuevos plays (Fig. 1.8) (Schlumberger, 2008).
Figura 1.8 Mapeo de cuerpos salinos de un cubo sísmico 3D (Tomada de Vargas, 2011).
15
En el modelado de yacimientos petroleros, la imagen sísmica
presenta un rol muy importante, ya que la calidad nos dará una mejor
interpretación estructural del yacimiento. El conocimiento de las
propiedades físicas y petrofísicas del yacimiento es uno de los desafíos
principales para construir mejores modelos, proyectos y predicciones con
los datos disponibles. Las nuevas tecnologías y procesamientos de los
datos sísmicos, para efectos de explorar las provincias subsalinas en áreas
de aguas profundas, sumadas a la experiencia adquirida de todo el
personal técnico, serán de utilidad para el desarrollo de futuros proyectos,
donde la semejanza o diferencia en cuencas con capas salinas trabajadas,
ayudará a reconocer las características de una Cuenca que pueden señalar
rasgos correspondientes, aunque previamente no descubiertos
(Schlumberger, 2008-2009).
16
MARCO TEÓRICO
2.1. SECUENCIAS EVAPORÍTICAS
2.1.1. Rocas sedimentarias químicas
Las rocas de origen químico, son el resultado de procesos de
precipitación en las cuencas sedimentarias, apoyados de agentes
geológicos para formar rocas de origen sedimentario y evaporíticas como
se muestran en la Fig. 2.1.
Fig. 2.1 Diagrama de formación de rocas debido a agentes sedimentarios y químicos (Tarbuck, 2015).
17
2.1.2. Evaporitas
Son depósitos salinos, generalmente formados en climas áridos,
donde la evaporación excede el rango de precipitación y temperatura.
2.1.2.1. Génesis
Se forman por la evaporación del agua que se encuentra en lagos y mares
antiguos de poca profundidad así como en zonas desérticas o cálidas con
poca precipitación y su velocidad de acumulación está en función de la
temperatura. Un ejemplo son las evaporitas del Mediterráneo que se
formaron en el Mioceno Tardío con 2 km de espesor cuya depositación
tardó aproximadamente 200,000 años (Spalletti, 2009).
2.1.3. Rocas Evaporíticas
Son rocas de origen principalmente marino formadas por la precipitación
química de los componentes minerales presentes en una mezcla
sobresaturada de sales después de la evaporación del líquido en el que
estaban disueltos, las cuales están compuestas por uno a más minerales
de Sodio, Potasio, Calcio, Magnesio, Cloruro, Sulfato, carbonato y
bicarbonato (son quienes determinan el nombre). Para su formación, es
esencial que el ritmo de evaporación exceda el aporte de agua, para que
se mantengan así los niveles de sobresaturación (Spalletti, 2009). También
existen evaporíticas continentales, formadas en lagos salados o en
regiones desérticas que se inundan esporádicamente, donde se ha
calculado que en 427 m de altura, se precipitan 6.7 m de halita y 0.3 m de
yeso.
2.1.3.1. Clasificación de Rocas Evaporíticas
Las rocas evaporíticas son clasificadas basándose en su composición
mineralógica y química. De esta forma las rocas evaporitas pueden estar
divididas en cuatro grandes grupos que son: carbonatos, sulfatos, cloruros
y nitratos (Tabla 1.2).
18
Cloruros: Halita (NaCl), Silvita (KCl) y Carnalita (CaMgCl3·
6H2O)
Sulfatos: Anhidrita (CaSO4), Yeso (CaSO4·2H2O), Polihalita
(K2MgCa2(SO4)4.2H2O) y Kieserita (MgSO4·H2O)
Nitratos: Soda (NaNO3)
Carbonatos: Trona (NaHCO3·Na2CO3)
19
Tabla 1.2 Minerales evaporíticos (**Carbonatos alcalinotérreos menos salinos y carbonatos evaporíticos, Modificada de Warren, 1999).
NOMBRE MINERAL FÓRMULA DENSIDAD g/cm3 NOTAS
Sulfato Anhidrita CaSO4 2.97No tiene agua, se forma por deshidratación
del yeso, se distingue por su dureza y peso
Carbonato Magnesita** MgCO3 3.01
Carbonato Aragonita** CaCO3 2.94
Carbonato Dolomita** Ca(1+x) Mg(1-x) (CO3)2 2.86 a 3.10
Mineral compuesto de carbonato de calcio
y magnesio. Se sustituye el calcio por
magnesio en la roca caliza
Sulfato Langbeinita 2MgSO4.KSO4 2.82
Sulfato Glauberita CaSO4.Na2SO4 2.77
Sulfato Polihalita 2CaCO3.MgSO4.K2SO4. H2O 2.8
Sulfato Bassanita CaSO4.1/2 H2O 2.7
Sulfato Ternadita Na2SO4 2.7
Sulfato Vanthoffita MgSO4.3Na2SO4 2.7
Carbonato Calcita** CaCO3 2.7
Sulfato Aphthitalita K2SO4.(Na,K)SO4 2.66 a 2.7
Sulfato Antarcticita (glaserita)CaCl2.6H2O 2.66
Sulfato Leonita MgSO4. K2SO4.4H2O 2.66
Carbonato Shortita 2CaCO3.Na2CO3 2.6
Sulfato Hanksita 9Na2SO4.2Na2CO3.KCl 2.58
Sulfato Singenota CaSO4. K2SO4. H2O 2.579 a 2.603
Sulfato Kieserita MgSO4. H2O 2.57
Su origen en depósitos de sal de secuencias
evaporíticas del Paleozoico, una laguna
aislada se evaporó y la sal se cristalizó
Carbonato Bukeita Na2CO3.2Na2SO4 2.57
Sulfato Loewita 2MgSO4. 2Na2SO4.5H2O 2.37
Carbonato Pirssonita CaCO3. Na2CO3.2 H2O 2.35
Sulfato Yeso CaSO4. 2H2O 2.32Su origen es sedimentario, pero puede
formarse por actividad hidrotermal
Nitrato Soda NaNO3 2.26Mezclada con sustancias orgánicas
provoca explosiones
Carbonato Termonatrita Na2CO3. H2O 2.25 a 2.26
Sulfato Kainita 4MgSO4.4KCl.11H2O 2.24
Sulfato Bloedita (astrakanita)Na2SO4. MgSO4. 4H2O 2.23
Cloruro Halita NaCl 2.165
Compuesta por 60.6% de Cloro y 39.4% de
Sodio, es cúbica y plástica, mala
conductora de electricidad, tiene alto
índice térmico
Carbonato Nahcolita NaHCO3 2.16
Carbonato Trona NaHCO3. Na2CO3 2.11 a 2.17
Se forma en depósitos evaporíticos no
marinos sujeto a la deshidratación, forma
costras
Cloruro Silvita KCl 1.993
Compuesta por 52.4% de Potasio y 47.6%
de Cloro, es ortorrómbica, mala
conductora de electricidad, tiene alto
índice térmico
Carbonato Gaylusita CaCO3.Na2CO3.5H2O 1.96
Sulfato Pentahidrita CaCO3. 5H2O 1.9
Carbonato Ikaita** CaCO3.6H2O 1.78
Borato Bórax Na2B4O7 1.73
Sulfato Epsomita MgSO4. 7H2O 1.73
Sulfato Hexahidrita MgSO4.6H2O 1.73
Carbonato Mg-Calcita** (Mgx,Ca1-x )CO3 1.73
Cloruro Carnalita MgCl2.KCl. 6H2O 1.6
Cloruro Bischofita MgCl2. 6H2O 1.591
Sulfato Mirabilita Na2SO4.10H2O 1.49
Carbonato Natron Na2CO3.10H2O 1.42 a 1.47
20
2.1.3.2. Cloruros
Halita
La Halita (NaCl) es un mineral de color blanco o incoloro, cuando
es totalmente puro, aunque varía en una amplia gama de colores
dependiendo de la alteración en su estructura cristalina; se precipita en
cuencas sedimentarias sobresaturadas de NaCl. Geológicamente está
asociada a otras evaporitas y se ubica en el núcleo del domo salino,
circundada por sedimentos, mientras que la parte superior del domo está
formado por caliza, yeso y anhidrita (se presenta en depósitos
estratificados, con diferentes texturas y estructuras sedimentarias). En la
evacuación de los cuerpos de sal alóctona, se van formando fallas en forma
de V en las crestas (Fig. 2.2).
Fig. 2.2 Diagrama de la sal comportándose como roca sello (Tomado de http://perfosrt2016.blogspot.mx/p/blog-page_16.html)
La baja densidad y permeabilidad que la caracteriza, ayuda a que
actúe como un sello para líquidos y gases. Es mala conductora de
electricidad y posee un elevado índice de conductividad térmica; tiene una
densidad de 2.17 g/cm3, pero va cambiando, debido a que acarrea con ella
Halita
21
sedimentos de los horizontes intrusionados (Fig. 2.3). En la halita las ondas
sísmicas pueden alcanzar velocidades que oscilan entre los 4,400-4,600
m/s; en ciertos casos casi duplicando la velocidad con que viajarían en los
sedimentos adyacentes, dichos contrastes de velocidades producen
problemas de iluminación sísmica por debajo de la sal (Jackson y
Vendeville, 1994).
Los cuerpos de sal alóctona buscan migrar hacía una zona donde
encuentren su equilibrio isostático, que pueden en su camino intrusionar
algún horizonte cargado y crear zonas propicias para la generación de
plays subsalinos. La sal es mecánicamente estable, si se comprime por
todos los lados durante el proceso de sepultamiento, no obstante, su baja
viscosidad permite que migre, debido a la acción de fuerzas
desbalanceadas. Todos los elementos del sistema petrolero pueden
encontrarse por encima y por debajo de la sal. La plasticidad de la sal es
sensible a los cambios producidos por la perforación de un pozo (Jackson
y Vendeville, 1994).
Fig.2.3 Gráfica de valores de densidad de las diferentes litologías a partir de la
profundidad, teniendo resaltada la línea de densidad de la sal (Jackson y Vendeville,
1993).
La halita es más débil que otras litologías bajo tensión y
compresión; es frágil, con una dureza de 2.5, que sometida a una presión
manifiesta una deformación plástica (Fig. 2.4).
22
Fig. 2.4 Valores de dureza de la sal con diferentes litologías (Jackson y Vendeville, 1994)
Silvita
Es un mineral salino (KCl) que cristaliza en el sistema rómbico
teniendo la misma estructura cúbica que la Halita; su color blanco lechoso
se debe a inclusiones de burbujas de gases, cuando no tiene impurezas es
incolora, aunque después puede tornarse de otros colores de acuerdo a las
partículas que la complementen como morada, blanquecina, gris, rosa,
azulada, amarilla o roja. Es frágil y plástica cuando se somete a una presión
prolongada. Se distingue por su elevada conductividad térmica y por su
gran solubilidad (Dana, 1969). Tiene una densidad de 1.993 g/cm3, una
dureza que va de 2 a 2.5 en escala de Mohs. Es más soluble que la Halita
pues se precipita posterior a ésta. La diferencia entre la Halita y la Silvita
radica en el tamaño de iones de Na+ y K+, aunque ambas se forman en
cuencas sedimentarias como producto de la evaporación del agua y el
depósito de los minerales disueltos. Puede estar asociada a fumarolas
volcánicas, suele contener inclusiones de líquidos y gases, principalmente
hidrógeno, metano y helio; entre impurezas físicas se observan el cloruro
de sodio y óxido de hierro (Mancilla, 1995).
Carnalita
Mineral que pertenece a la familia de los cloruros (haluros), cuya
fórmula es KMgCl3·H2O. Las variedades puras son incoloras, se
descompone en cloruro de potasio y de magnesio, con seis moléculas de
agua formando una salmuera. (Dana, 1969). Tiene una densidad de 1.6
23
g/cm3, una dureza que oscila entre los 2 y 2.5. Tiene un brillo graso, es
masivo y granular que raramente forma cristales pseudo-hexagonales.
Cristaliza en el sistema ortorrómbico Se encuentra en depósitos
evaporíticos y es soluble en agua. Se caracteriza por su blandura y ligereza,
así como por la ausencia total de exfoliación. Se origina por evaporación
química de las soluciones salinas y se localiza principalmente en grandes
depósitos en forma de estratos.
2.1.3.3. Sulfatos
Anhidrita
Sulfato de calcio anhidro (CaSO4) que no posee ninguna molécula
de agua en su estructura salina y que se forma por la deshidratación del
yeso (Middleton, 2005). De color blanco, azulado, violáceo, rosado, rojizo,
dependiendo de sus impurezas. Pertenece al sistema ortorrómbico. Es
resultado de la precipitación del agua de mar una vez que la evaporación
ha concentrado el agua a 19% de su volumen original. Otra manera de su
formación es por precipitación directa en costas áridas, o como resultado
de la alteración de yeso por sepultamiento (Nichols, 2010). Se distingue de
la calcita por su mayor densidad (2.97 g/cm3) así como del yeso por su
mayor dureza (3-3.5). Su velocidad sísmica es de 6,500 m/s y se presenta
comúnmente en depósitos uniformemente estratificados, aunque no es
común encontrarla bien cristalizada.
Yeso
El yeso (CaSO4·2H2O) ocurre en capas estratificadas con cierta
deformación debido al aumento de volumen que sufre la Anhidrita durante
la hidratación, resultando en la presencia de diferentes texturas fibrosas o
entrelazamiento de cristales y sedimentos. Pertenece al sistema
monoclínico; presenta un brillo vítreo y sedoso en los cristales, nacarado
en superficies de exfoliación Los colores que presenta son blanco, gris,
incoloro, marrón, anaranjado, rosa, amarillo, o verde. Se presenta en
cristales alargados de selenita cuando se precipita fuera del agua (yeso
24
primario) y si se forma como resultado de la rehidratación de anhidrita
(Mancilla, 1995); su raya es blanca, tiene una dureza de 2.0 y una densidad
de 2.32. (Dana, 1969).
Presenta velocidades sísmicas de 3000-4000 m/s. En general
corresponde con depósitos evaporíticos asociados a antiguos mares o
lagos salados, aunque también pueden ser producto de hidratación de la
anhidrita. En otros casos se forma por la acción del ácido sulfúrico
procedente de la pirita al actuar sobre la calcita que se encuentran en
margas y arcillas calcáreas; también se pueden formar por acción de
fumarolas de aguas sulfurosas, ya sea sobre calizas o sobre tobas
volcánicas (Mancilla, 1995). Es de origen sedimentario, asociado con rocas
calcáreas y arcillosas principalmente, aunque también puede formarse en
vetas por actividad hidrotermal. Éste se precipita cuando la salinidad del
agua (a 30°C) alcanza un valor superior a 3 veces más de lo normal1.
Polihalita
La polihalita (K2MgCa2(SO4)4.2H2O) es una sal de sulfato de
Potasio, Calcio y Magnesio que se encuentra distribuida en depósitos
salinos de origen marino, en zonas expuestas a la evaporación prolongada.
Va de incolora, blanca a gris, pero si tiene la presencia de óxidos de hierro
puede ser de color rojo, ladrillo rojo o rosa. Los cristales son transparentes
a translúcidos, con hábitos fibrosos, masas laminares, granular y foliada; la
fractura es fibrosa, la dureza es de 3.5, densidad de 2.8 y raya blanca
(Dana, 1969). Se precipita posterior a la Dolomita, la Calcita, el Yeso, la
Anhidrita y la Halita, lo que indica que requiere una evaporación
significativa; por lo que va acompañada por halita y anhidrita, aunque a
veces con carnalita y kieserita
1 Valor normal de salinidad del agua de mar: 35 000 ppm (34.8 g de sal por cada kg de agua, donde 1 kg= 1 l)
25
Kieserita
La kieserita (MgSO4·H2O) es un mineral frecuente de las evaporitas
marinas, que en salinas potásicas se encuentra junto con halita, carnalita,
silvita, polihalita, anhidrita y langbeinita. Forma masas poliangulares que
van de incoloras, finas y gruesas, a blancas o amarillas. Tiene su origen en
depósitos de sal encontrados en secuencias evaporíticas del Paleozoico,
durante un período donde predomino un clima caliente y seco, el agua de
las lagunas saladas fue aislada del océano por barras superficiales y se
evaporó, la sal se cristalizó; con el proceso de evaporación, los carbonatos
(caliza y dolomita) y los sulfatos (yeso y anhídridos), se sedimentaron
primero, seguidos por la halita (NaCl). Finalmente, el potasio y el magnesio.
Este proceso se repitió de forma continua, formando importantes depósitos
de sal (Dana, 1969).
2.1.3.4. Nitratos
El nitrato asociado a las evaporitas es la soda, cuyas
características y propiedades se describen a continuación:
Soda
Conocido también como nitrato de sodio (NaNO3), es una sustancia
incolora y altamente oxidante. Si se mezcla con sustancias orgánicas,
puede provocar explosiones. El nitrato es ligeramente tóxico. Es sólido, con
una apariencia de polvo blanco o cristales incoloros, una densidad de 2,26
g/cm3 (Dana, 1969).
2.1.3.5. Carbonatos
Únicamente se describirá a la Trona ya que es el principal
carbonato asociado a las evaporitas.
26
Trona
Es un mineral formado por carbonatos de sodio en depósitos
evaporíticos no marinos, cuya fórmula es NaHCO3·Na2CO3. Su densidad
es de 2.13 g/cm3. Es un mineral de color gris, blanco, marrón claro o
amarillento, lustre vítreo, transparentes a translucidos; pertenece al sistema
monoclínico; es masiva, fibrosa o columnar, dureza de 2.5-3, raya blanca
(Dana, 1969). Está asociada a la halita y está sujeta a la deshidratación y/o
hidratación. Pueden formar costras en las paredes de cuevas y minas o en
los suelos en regiones áridas.
2.2. DEFORMACIÓN DE LA SAL
2.2.1. ELEMENTOS DE LA TECTÓNICA SALINA
Sobrecubierta (overburden)
Sedimentos que cubren la sal. En algunos casos la sal alóctona
sobreyace localmente a su sobrecubierta como resultado de la deformación
(Oviedo, 1996).
Sal madre o fuente (source layer / mother salt)
Capa inicial que aporta la sal para el crecimiento de las estructuras
salinas (Jackson & Talbot, 1991).
Sustrato (substratum)
Capa dúctil abajo de la sobrecubierta frágil que se encuentra por
encima del estrato subsalino o basamento (Jackson & Talbot, 1991).
Cubierta (cover)
Pila sedimentaria completa encima del basamento que incluye
tanto al sustrato (sal) como a la sobrecubierta (Oviedo, 1996).
27
Capa pre-cinemática (prekinematic layer)
Capas que fueron depositadas antes del inicio del flujo de la sal y
que mantienen espesores constantes (Rojas- Alcántara, 2010).
Capa sin-cinemática (synkinematic layer)
Capa de sedimentos depositada sobre la capa precinemática
cuando la sal fluye, que presenta un engrosamiento local asociado a la
remoción salina (cuencas de evacuación) o adelgazamiento hacia la parte
frontal del horizonte salino (Jackson & Talbot, 1991).
Capa post-cinemática (postkinematic layer)
Capa que se encuentra depositada encima de la capa
sincinemática cuando ha cesado el flujo de la sal. Presenta estratificación
horizontal y espesores constantes, al no ser afectadas por un proceso de
deformación posterior al flujo total de la sal (Jackson & Talbot, 1991) (Fig.
2.5).
Fig. 2.5 Representación de los elementos básicos de la tectónica salina (Flujo sedimentario; a) Extensión, b) Acortamiento), (Modificado de Jackson y
Talbot, 1991).
28
Cap rock
Capa de roca impermeable, comúnmente de lutitas, anhidrita o sal,
que forma una barrera o un sello encima. Es comúnmente encontrado en
la parte alta de un domo salino. La permeabilidad de una roca capaz de
retener fluidos a través del tiempo geológico es ~10-6 – 10-8 darcies
(Schulmberger, 2008-2009).
2.2.2. Deformación de la sal en capas o láminas
El crecimiento y tamaño de las estructuras salinas, está limitado por
factores como la cantidad de sal que posee el cuerpo, el espesor de la
sobrecarga y la eficiencia mecánica de la falla. Las láminas de sal son
estructuras de sal alóctona, donde su anchura es mayor que su espesor;
por lo tanto, puede incluir lengüetas y lacolitos de sal. La formación de
láminas de sal se origina al introducirse la sal por fallas, discordancias o
fracturas, adquiriendo la forma dependiendo del movimiento (Jackson, et.
al., 1994). Un ejemplo es al encontrarse sal que no fue lo suficientemente
desplazada, ésta forma cuerpos pequeños distribuidos en la base de la
pared de una falla normal o en estructuras separada por un sinclinal. Al
observar el patrón de fallas que se tienen encima de la sal, podemos inferir
que dichas fallas siguen por debajo de la sal, pues la sal las ocupa
solamente para evacuar hacia las capas suprayacentes (León, 2001).
2.2.3. Mecanismos en la deformación de la sal
De acuerdo a Jackson y Talbot, 1991, el mecanismo principal por
el que la sal fluye, es por el efecto de la gravedad, aunque existe otro
cuando se tiene que el esfuerzo principal (σ1) es vertical y todos los
esfuerzos laterales son iguales a la presión litostática.
Para referirnos a la deformación tectónica que involucra la sal u
otras evaporitas, hablamos de la halotectónica, que incluye los siguientes
mecanismos (Jackson y Talbot, 1986):
29
Halotectónica extensional
Esta tectónica salina está asociada con el desarrollo regional de
fallas normales, tanto en la sobrecubierta como en la cubierta al tener un
esfuerzo distensivo (Rojas, Alcántara, 2010).
Halotectónica compresional
Estado de esfuerzos que da origen al acortamiento regional que
puede afectar a la cubierta sedimentaría o al basamento. Genera pliegues
y fallas inversas (Rojas, Alcántara, 2010).
Halokinesis
Forma de tectónica salina donde la sal se mueve por tres procesos
generales: (1) flujo por gravedad, similar al movimiento glacial; (2) empuje,
asociado con la tectónica de colisión; y (3) diapirismo, comúnmente
atribuido a los efectos complementarios de carga de sedimento y las
diferencias en la flotabilidad (Jenion, 1986). En la halokinesis se incluyen a
los mecanismos que a continuación se mencionan:
o Flotación (buoyancy)
Cuando la densidad de la sobrecubierta es igual a la de la sal, se
tiene un punto a profundidad (nivel neutral de flotabilidad) donde la sal
empieza a flotar y los diapiros se expanden rápidamente (Rojas-Alcántara,
2010).
o Expansión por gravedad
Este mecanismo se asocia con el origen, expansión y la inyección
lateral de los canopies salinos (Rojas-Alcántara, 2010).
o Convección termal
Se asocia al ascenso de la sal caliente en estado subsólido y al
hundimiento de la sal fría, debido al gradiente termal entre la base y la cima
de la sal, produciendo corrientes de convección. La convección termal es
30
teóricamente posible en capas de sal con espesores mayores a los 2.9 km,
con una viscosidad menor de 1016 Pa y un gradiente geotérmico de
30°C/km (Rojas, Alcántara, 2010).
Con base en la Geología Estructural, relacionada con la sal y sus
movimientos laterales (Tim F. Wawtzyniee, University of New Mexico,
Albuquerque NM. Junio 2005) podemos definir un modelo de Diapiro salino
que intrusiona como en la figura 2.6.
Fig. 2.6 Cresta compresional de un diapiro y la influencia de la sedimentación en el Fondo Marino (Davidson, 2000).
2.3. ESTRUCTURAS SALINAS
2.3.1. Estructuras no diapíricas
Al ser las primeras estructuras salinas que se forman tienen un
relieve suave en sus cimas; se consideran inmaduras de acuerdo a su
evolución. Son originadas por un par de fuerzas que actúan lateralmente
doblando una estructura sólida como resultado de un sobreesfuerzo (Fig.
2.7)(Rojas- Alcántara, 2010). En la sísmica se observan como estructuras
de baja amplitud:
Ondulaciones de sal (salt rollers)
31
Montículos de sal (salt swells)
Anticlinales salinos (salt anticline)
Almohadillas de sal (salt pillows)
Domo de sal (salt dome)
Fig. 2.7 Estructuras salinas (Jackson y Talbot, 1991).
2.3.1.1. Ondulaciones de sal (salt rollers)
Estructuras onduladas desarrolladas en la parte superior de las
márgenes de las cuencas pasivas en forma de hileras paralelas al margen
basal con espesores que van de 1 km de la base a la cima, hasta decenas
de kilómetros y un ancho de hasta 10 km (Basurto, 1992). Su mecanismo
de deformación es combinado de halotectónica extensional y halokinesis
por carga diferencial (Yorston, 1989) y sísmicamente presentan baja
amplitud (Fig. 2.8 y 2.10).
32
Fig. 2.8 Ondulaciones de sal (Jackson y Talbot, 1991).
2.3.1.2. Anticlinal de sal (salt anticline)
Son estructuras alargadas (Fig. 2.9 y 2.10) de cuerpos ascendentes
que tienen una sobrecarga concordante (Harrison y Bally, 1988).
Fig. 2.9 Anticlinal de sal (Jackson y Talbot, 1991).
Fig. 2.10 Perfil sísmico de la parte central de Qianjiang, China (Tomado de Seismic Interpretation of Growth Fault and Salt Diapirism in Qianjiang Sag, Jianghan Basin,
Southeastern China, Benserkhria, Qi, Shi, Zhan, 2009).
33
2.3.1.3. Montículos de sal (salt swells)
Pequeñas protuberancias que presentan una base plana y una
cima arqueada con pendientes suaves y una extensión de 0.1 a 0.5 km
(Yorston, 1989), formadas en las primeras etapas del movimiento de la sal.
Crecen sobre la interface sal-sedimentos y forman depresiones circulares
en su evolución. Su mecanismo es halokinesis por flotación (Fig. 2.11).
Fig. 2.11 Montículo de sal (Jackson y Talbot, 1991).
2.3.1.4. Almohadillas de sal (salt pillows)
Estructuras semicirculares o elípticas con bases semiplanas de 10
km de longitud (Basurto, 1992) (Fig. 2.12), que provienen de cuerpos
ascendentes que incrementan lentamente la pendiente de sus flancos
(Trusheim, 1960), (Fig. 2.13).
Fig. 2.12 Almohadillas de sal (Jackson y Talbot, 1991).
34
Fig. 2.13 Ejemplo de fracturación de las almohadillas. *Nota: estas secciones sísmicas se encuentran mal migradas, por lo que se tiene una pobre imagen sísmica para la certera
interpretación (Tomada de Sans y Sàbat, 1996).
2.3.1.5. Domos de sal (salt dome)
Cuerpo circular o elíptico ascendente formado por el movimiento
vertical de la sal que deforma la secuencia sedimentaria superior sin
intrusión, como consecuencia de un empuje relativo de la sal cuando es
enterrado bajo otro tipo de sedimento. Los hidrocarburos son comúnmente
35
localizados alrededor de domos de sal debido a las trampas creadas por el
movimiento de la sal y la asociación con minerales evaporíticos que pueden
ser un excelente sello (Schulmberger) (Fig. 2.14 y 2.15). Ejemplo de esto
en México es en el Golfo de México en aguas ultra profundas a
profundidades mayores a los 3000 m.
Fig. 2.14 Típico domo o tronco salino, diapiro con paredes verticales y ligeras forma circular (Tomada de Smith, Kendell, Mkrides, Brown, 2016)
Fig. 2.15 Domo de sal (Jackson y Talbot, 1991).
o Tipos de domos y diapiros
De acuerdo a la profundidad a la que se encuentra su cima
(Halbouty, 1979) se clasifican en:
a) Someros: Se forman entre la superficie y los primeros 600
metros de profundidad.
36
b) Intermedios: Se forman entre 600 y 1,800 metros de
profundidad.
c) Profundos: Se forman a más de 1,800 metros de profundidad.
De acuerdo a la edad de formación se consideran como:
a) Jóvenes: Anticlinales y domos bajos, en los cuales hay núcleos
de sal, los cuales tienen una pequeña deformación.
b) Maduros: Los núcleos de sal se transforman en paredes
verticales sobre los cuales se tiene un cap rock.
c) Viejos: Asociados a un cap rock; presentan brechas de
disolución en las paredes. Los sedimentos adyacentes están
muy fracturados y fallados y un sinclinal bien definido rodea al
domo (minicuenca).
2.3.2. Estructuras diapíricas
Estructuras formadas por intrusión salina de la cubierta
sedimentaria, en las cuales se desarrollan diversas estructuras de alta
amplitud (Fig. 2.16), como pueden ser:
Paredes de sal (salt walls)
Bloques diapíricos de sal (diapiric salt stock)
Diapiro de sal (salt diapir)
Toldos o canopies (salt canopy)
Lengüeta de sal (salt tongue)
37
Fig. 2.16 Estructuras salinas con estructuras lineales en la parte izquierda y circulares en la derecha, incrementando el grado de madurez en el centro (Jackson y Talbot, 1991).
2.3.2.1. Paredes de sal (salt walls)
Estructuras intrusivas, ascendentes y alargadas, resultado de una
intensa sedimentación sobre las capas de sal. Forman hileras paralelas en
los depocentros de la cuenca (Trusheim, 1960) y alcanzan desniveles de 5
km y longitudes de hasta 260 km (Fig. 2.17 y 2.20). Se desarrollan
rápidamente por halokinesis, carga diferencial y flotación (Basurto, 1992).
Fig. 2.17 Pared de sal (Jackson y Talbot, 1991).
2.3.2.2. Diapiro de sal (salt diapir)
Estructura geológica constituida por el material móvil que fue
forzado en las rocas más débiles circundantes, usualmente por el flujo
ascendente de material de un estrato original. El flujo pudo ser producido
por fuerzas gravitacionales, fuerzas tectónicas o una combinación de
ambas (Encyclopedia Britannica, 1998) (Fig. 2.18 y 2.20). Se encuentran
en la zona más profunda de la cuenca, en perfecta continuidad con las
almohadillas y separados de ellas por un sinclinal bajo el cual se halla,
38
frecuentemente una zona donde la capa de sal ha sido agotada y los
sedimentos pre-sal y post sal están ahora en contacto.
Fig. 2.18 Diapiros de sal elongado visto en sección sísmica (Tomada de Smith, Kendell, Mkrides, Brown, 2016).
Las fases del diapirismo (Fig. 2.19) son descritas en un régimen
extensional como: reactivo, activo y pasivo (Jackson y Vendeville, 1993).
El diapirismo reactivo ocurre en respuesta de extensión de la
sobrecarga quebradiza, siendo el principal iniciador del diapirismo salino
(Jackson y Vendeville, 1993). Su proceso puede operar
independientemente de la densidad y resistencia de sobrecarga (Koyi el al.,
1993 y Jackson y Vendeville, 1993). La extensión crea un espacio encima
de la capa de sal, el cual permite que la sal se emplace entre la falla normal
suprayacente ligado a grabens (Hudec y Jackson, 2007). El diapirismo
reactivo crea crestas con geometrías triangulares y es generalmente
asociada con la creación de un escenario temprano de paredes de sal.
La transición del diapirismo activo ocurre cuando el diapirismo
reactivo ha ganado los suficientes grados en su vertical y la sobrecarga ha
sido adelgazada por la extensión. La carga diferencial es la principal fuerza
que conduce detrás del movimiento vertical en esta fase. El diapiro de sal
podría intruir activamente dentro de la sobrecarga (Schultz-Ela et al., 1994)
levantando el techo de la sobrecarga encima del nivel básico regional,
rotando (Jackson et al., 1994).
39
La progresión al diapirismo pasivo ocurre cuando el diapiro es
intruido y empujado a lado de la sobrecarga al punto donde la sal es
penetrada a la superficie de sedimentación (Hudec y Jackson, 2007). La
cresta del diapiro pasivo permanece en la superficie mientras que los
sedimentos se hunden alrededor del diapiro.
Fig. 2.19 Fases del diapirismo en un régimen extensional (Tomado de Vendeville & Jackson, 1992).
Fig. 2.20 Sección sísmica donde se observan tanto diapiros como paredes de sal (Modificado de Mann, Rigg, CGGVeritas, 2012)
40
Tronco de sal (salt stock o salt plug)
Son diapiros con forma semicircular que se desarrollan en los
depocentros de la cuenca, los cuales alcanzan alturas de 5 km y longitudes
de hasta 260 km. Se componen por tres partes (Trusheim, 1960) (Fig. 2.21):
Bulbo (bulb) Parte superior del tronco está controlada por la
viscosidad y madurez estructural; éstos pueden evolucionar hasta
formar toldos o canopies (Jackson y Talbot, 1986).
Tallo (stem) Parte más delgada
Raíz (root) Base del tallo
Son resultado de una intensa sedimentación sobre las capas de
sal; se desarrollan rápidamente por mecanismos de halokinesis por carga
diferencial y flotación (Basurto, 1992) (Fig. 2.22).
Fig. 2.21 Tronco de sal (Jackson y Talbot, 1991).
Fig. 2.22 Tronco de sal en sección sísmica (Tomado de Spatial variations in geometries of polygonal faults due to stress perturbations & interplay with fluid venting features).
41
2.3.2.3. Canopies de sal (salt canopy)
Estructuras diapíricas complejas formadas por fusión parcial o total
de los bulbos de los diapiros o de sábanas salinas (Fig. 2.17). Una sutura
de sal (salt suture o collision zone) representa la unión entre estructuras
salinas individuales que han unido lateralmente para formar toldos o
canopies de sal (Lee et. al., 1989; Nelson y Fairchild, 1989); por lo que
estos cuerpos se juntan a lo largo de suturas de sal y pueden o no estar
conectados a la sal madre a través de los tallos (Fig. 2.23 y Fig. 2.24).
Estas estructuras pueden diferenciarse en función de sus
componentes (Jackson y Talbot, 1987) en (Fig.2.25):
a) Salt-stock canopy- Son formadas por la unión de troncos de
sal.
b) Salt-wall canopy- Son formadas por la unión de paredes de sal.
c) Salt-tongue canopy- Son formadas por la unión de lengüetas
de sal.
Fig. 2.23 Toldo o canopie de sal (Jackson y Talbot, 1991)
42
Fig. 2.24 Línea sísmica de la región del Canopie Sable Slope donde el canopie de sal es alimentado por diapiros; los cuerpos en rosa son tridimensionales y no están unidos a la
intersección sísmica (Tomada de Call for Bids NS16-1 CNSOPB)
Fig. 2.25 Se muestran los tres tipos principales de toldos o canopies de sal formados por la unión de a) troncos de sal, b) paredes de sal y c) lengüetas o canopies de sal
(Jackson y Talbot, 1991).
2.3.2.4. Lengüeta de sal (salt tongue)
Sábana salina asimétrica de menos de 80 km de longitud y 7 km de
espesor, alimentada por un conducto individual que se expanden en
dirección preferencial hacia sectores de menor presión (Fig. 2.26) (Jackson
y Talbot, 1991).
43
Fig. 2.26 Lengüeta de sal (Jackson y Talbot, 1991).
Si el flujo de sal es de decenas de kilómetros a nivel somero y en
una dirección preferencial (Fig. 2.27), se formarán las estructuras
conocidas como lengüeta (Worrall y Snelson, 1989); y si el flujo es
bidireccional, entonces se formaran flujos, llamados “canopies” (Jackson y
Talbot, 1989).
Fig. 2.27 Estructuras salinas alcotanas (Jackson y Talbot, 1991)
44
MARCO GEOLÓGICO
3.1. GEOLOGÍA REGIONAL DEL GOLFO DE MÉXICO
La Cuenca Petrolera del Golfo de México Profundo (GMP)
corresponde a la porción central del Golfo, limitada por la isobata de 500 m
hasta 1,500 m y el límite de la Zona Económica Exclusiva de México en el
Golfo. La Provincia se subdivide en seis Cuencas con características
geológicas distintivas (Salina del Bravo, Cinturón Plegado Perdido,
Cordilleras Mexicanas, Cinturón Plegado de Catemaco, Cuenca Salina del
Istmo y Abisal del Golfo de México). Los recientes descubrimientos en el
Cinturón Plegado Perdido confirman el potencial petrolero en el Terciario,
pues se han perforado varios pozos exploratorios que confirman el
funcionamiento de sistemas petroleros activos, logrando correlacionarlos
con campos de Estados Unidos. Por otro lado, se han reportado
acumulaciones de hidrocarburos en arenas del Mioceno cortadas durante
operaciones de perforación, lo cual comprueba la existencia de otro sistema
petrolero activo en la zona de minicuencas; así como emanaciones de
aceite y gas en el fondo marino, principalmente en el área del Cinturón
Plegado Perdido, Cinturón Subsalino y zona de minicuencas, relacionadas
al diapirismo salino, demostrando el funcionamiento de un sistema
petrolero activo (Fig. 3.1) (CNH, 2015).
Fig. 3.1 Pozos exploratorios en los Sectores Oeste y Este del Golfo de México. Emanaciones de hidrocarburos en el fondo marino en estos sectores del Golfo de México
(Tomado de CNH 2015).
45
3.2. PROVINCIAS GEOLÓGICAS DEL NORTE DE MÉXICO.
3.2.1. Provincia Salina del Bravo
Se localiza en el sector noroccidental del Golfo de México, frente al
delta del Río Bravo, en tirantes de agua que varían de 500 a 2,500 m. y se
caracteriza por la presencia de mantos tabulares de sal, toldos y diapiros,
evacuados desde el Oeste. Incluye las subprovincias del Cinturón
Subsalino y Minicuencas (CNH, 2015).
3.2.1.1. Cinturón Subsalino
Presenta un régimen compresivo, con pliegues amplios debidos a
la propagación de las fallas inversas, con una orientación preferencial NE-
SW, sus profundidades varían entre los 500 y 2500 m. Se caracteriza por
mantos tabulares de sal somera, formando napas y diapiros, producto de
la evacuación de la sal madre del Jurásico, intercalados o sobrepuestos
con secuencias sedimentarias plegadas del Jurásico, Cretácico y Terciario.
Las trampas son anticlinales fallados en flancos, nucleados por domos de
sal y sepultados por canopies y lengüetas de sal alóctona (CNH, 2015).
3.2.1.2. La zona de Minicuencas
Está localizada al occidente de la Provincia Salina del Bravo y está
representada por toda una franja, paralela al talud continental, con la
presencia de diapiros de sal o arcilla asociados a un régimen extensivo
gravitacional con niveles de despegue someros sobre las arcillas del
Eoceno Superior, creando estructuras de relleno sinsedimentario del
Neógeno y acuñamientos de sedimentos contra diapiros de sal o arcilla.
Las trampas son estructuras extensivas gravitacionales con niveles de
despegue sobre las arcillas del Oligoceno Inferior con orientación regional,
formando dichas estructuras (minicuencas) (Fig. 3.2) (CNH, 2015).
46
Fig. 3.2 Tipo de estructuras salinas (Tomado de CNH, 2015)
3.2.2. Cinturón Plegado Perdido (CPP)
Es una serie de estructuras simétricas ubicadas en el norte del
Golfo de México, en aguas profundas tanto de México como de Estados
Unidos, constituido por un conjunto de pliegues originados por la
propagación de fallas inversas que van de NE-SW, despegando en la cima
de la sal autóctona Jurásica. El CPP es producto de la compresión del
occidente y de la deformación provocada por la sal, durante el Oligoceno-
Mioceno. En la parte estadounidense del CPP se tienen pozos: Baha,
Trident, Great White, Tobago, Silvertip y Tiger; por su parte, en la porción
Mexicana se tienen pozos: Trion-1, Supremus-1, Maximino-1 y Vasto-1;
todos estos con acumulaciones de hidrocarburos en plays del Paleógeno
(Fig. 3.3).
Fig. 3.3 Cuencas petroleras con sal (Modificado de CNH, 2015).
47
Los pliegues levantan el límite de la secuencia regional del
Cretácico Medio. En el Paleógeno, hacia el antiguo continente, existió un
gran aporte de sedimentos provenientes de la erosión de tierras emergidas
durante la Orogenia Laramídica y episodios volcánicos y epirogénicos
posteriores, tales como Trans-Pecos Texas y la Sierra Madre Occidental.
La carga sedimentaria provocó la extensión en los Depocentros de la
cuenca reacomodando grandes volúmenes clásticos. Se tuvo una
extensión que alcanzó grandes niveles de despegue en el paquete de sal
jurásica, lo que provocó un desalojo masivo, formación de intrusiones de
sal y toldos o canopies en la zona distal (Fig. 3.4).
Fig. 3.4 Evolución de los toldos de sal y formación del CPP. La transferencia de esfuerzos y la deformación consecuente del CPP ocurrió cuando la sal alóctona se
desprendió totalmente de la sal autóctona, (Trudgill et. al. 1999).
Sus trampas son pliegues por propagación de fallas nucleados por
sal con fallas en sus flancos y en la cima de las estructuras (Fig. 3.5).
48
Fig. 3.5 Tipos de trampas involucradas con cuerpos salinos (Tomado de CNH 2015).
3.3. PLAYS SUBSALINOS EN EL GOLFO DE MÉXICO
3.3.1. Plays Subsalinos en el Norte del Golfo de México
Trión-1
El pozo Trión-1 se encuentra en un tirante de agua de poco más de
2 mil 400 m, en la subprovincia del Cinturón Plegado Perdido frente al litoral
de Tamaulipas (Fig. 3.6). El objetivo principal del pozo descubridor Trion-1
fue de evaluación del potencial económico de hidrocarburos en la
secuencia de rocas siliciclásticas del Eoceno Inferior Wilcox. La geometría
del anticlinal es asimétrica, se encuentra limitado por fallas inversas que
despegan en el Eoceno Temprano fue determinada por una interpretación
sísmica en profundidad (PEMEX, 2014).
49
Fig. 3.6 Localización del campo Trión y sección sísmica del pozo Trión (Tomado de Peña, 2015).
Exploratus-1
Se encuentra, al Norte del Golfo de México, en la Provincia
Geológica Cinturón Plegado Perdido en un tirante de agua de 2,500 metros
(Fig. 3.7). Su estructura es un pliegue anticlinal que cierra en cuatro
direcciones con orientación NE-SW, limitado por fallas inversas; éste forma
parte de un sistema turbidítico de depósito de pie de talud y abanicos
submarinos (Peña, 2015).
Fig. 3.7 Localización y sección sísmica del pozo Exploratus-1 (Tomado de Peña, 2015).
3.3.2. Plays Subsalinos en la Cuenca Salina del S-SE de México
Está localizada en la Planicie Costera del Golfo de México y la
Plataforma Continental del sureste de México, incluye una porción terrestre
50
y una marina, siendo ambas las zonas más productoras de aceite a nivel
nacional (Fig. 3.8).
Estas cuencas evolucionan dentro de un margen pasivo, desde la
apertura del Golfo de México en el Jurásico Medio, la instalación y
extensión de plataformas de sedimentación carbonatada durante el
Cretácico, hasta las condiciones de cuenca subsidente de tipo antefosa que
termina con el cierre y colmatación sedimentaria al final del Neógeno (CNH,
2015).
Fig. 3.8 Mapa geológico de las Cuencas del Sureste (Tomado de CNH,2015)
3.3.2.1. Cuenca Salina del Istmo (parte continental)
Está localizada desde el frente de la Sierra de Chiapas, al Sur hasta
los 500 m, al Oriente con la Plataforma de Yucatán, al occidente con el
Complejo Volcánico de los Tuxtlas, al Oeste con la Cuenca de Veracruz y
al Este con el Pilar Reforma-Akal. Esta provincia incluye una porción de la
sub-cuenca de Comalcalco, su origen está asociado a la carga de
sedimentos y evacuación de sal. Se caracteriza por diapiros, paredes,
lengüetas y toldos de sal que formaron cuencas por evacuación de sal
(Comalcalco) y minicuencas entre cuerpos salinos. Las rocas mesozoicas
y paleógenas, están plegadas y falladas con dirección NE-SW con rotación
en los pedestales de los diapiros salinos. En el Terciario se presentan
51
estructuras dómicas asociadas a masas salinas, fallas lístricas con rotación
que afectan hasta el Mesozoico y fallas lístricas con inclinación al sureste
(Fig. 3.9).
Los cuerpos de sal en la Cuenca Salina del Istmo, se extienden
hacia el Golfo, creando capas y lengüetas (toldos o canopies), con
corrimientos (CNH, 2015). La parte superior de los cuerpos salinos llega a
ser progresivamente más rugosa, como resultado de una carga continua
de sedimentos. Los diapiros secundarios que se forman son el resultado
del desplazamiento de los sedimentos alóctonos, lo cual provoca cambios
en los espesores de la sal y va dejando remanentes en forma de capa que
llegan a ser desmembrados, formando depresiones en áreas que actúan
como depocentros (León, 2001). Existen episodios de formación de capas
que se acuñan dentro de la minicuenca, los cuales se interpretan como
niveles de emplazamientos de sal en toda la columna sedimentaria (CNH,
2015).
Fig. 3.9 Ubicación de la Provincia Petrolera del Sureste y sección estructural tipo de la Cuenca Salina del Istmo (Terrestre), (Tomado de Provincia Petrolera Sureste, PEMEX,
2013).
52
3.3.2.2. Cuenca Salina del Istmo (parte marina)
Es la extensión hacia aguas profundas del Golfo de México, que va
desde la isóbata de 500 m hasta la planicie abisal (Fig. 3.10). Presenta
diferentes estilos de tectónica salina; en la dirección S-SE a N-NW,
evoluciona de diapiros comprimidos (algunos colapsados y conectados con
la sal madre) a geometrías de toldos de sal alóctona, emplazados cerca
del fondo marino y estructuras con intrusión de sal. Estas estructuras son
producto del reacomodo de la extensión gravitacional del Plio-Pleistoceno
de la cuenca. Las fases de evolución tectónica salina, generaron desde el
Mioceno un número considerable de oportunidades exploratorias,
asociadas a trampas combinadas y estructurales del Terciario y Mesozoico.
Fig. 3.10 Ubicación y sección estructural tipo de la Cuenca Salina del Istmo (Marina), (Tomado de Provincia Petrolera Golfo de México Profundo, PEMEX, 2013).
3.3.3. Plays Subsalinos en la Cuenca Salina.
Amoca-1
El pozo descubridor Amoca-1 se encuentra en aguas territoriales
del Golfo de México, frente a las costas del Estado de Tabasco (Fig. 3.11),
es productor de aceite ligero y fue perforado hasta una profundidad de
4,000 m verticales.
53
Características geológicas
Su estructura corresponde al flanco de una minicuenca que está
siendo afectada por la intrusión de dos cuerpos salinos, con una orientación
NW-SE, que generaron fallamiento normal que afecta diferentes niveles
estratigráficos del Cenozoico (Venegas, 2010; Las reservas de
hidrocarburos de México, PEMEX, 2004).
Fig. 3.11 Ubicación del campo Amoca y sección sísmica (Tomado Las reservas de hidrocarburos de México, PEMEX, 2004 y de Peña Alonzo, 2015).
Rabasa-101
Se ubica en el municipio de Agua Dulce, Veracruz (Fig. 3.12), a
25.4 kilómetros al Sureste de la ciudad de Coatzacoalcos, Ver., pertenece
al Activo Integral Cinco Presidentes. El pozo descubridor fue el Rabasa-101
que resultó productor de aceite en sedimentos del Mioceno Inferior y Medio
(Tomado de Peña, 2015 y de Las reservas de hidrocarburos de México,
PEMEX, 2009).
Características geológicas.
La estructura es un anticlinal afallado, truncado por cuerpos de sal
hacia el NE y SW, con echado regional hacia el Occidente. Los yacimientos
del Mioceno Medio se encuentran afectados por una tectónica compresiva,
la cual originó una zona de plegamiento hacia el Sureste. En la sección
sísmica de la Fig. 3.12 se puede observar la presencia de un canopie que
se extiende a lo largo de todo el campo, además de un cuerpo salino que
deformó el paquete sedimentario, acuñándo el flanco derecho. En el sector
Sal
Sal
Localización
Figura 5.7. Sección sísmica de Amoca-1 (Modificado de Las reservas de
hidrocarburos de México, PEMEX, 2004).
Figura 5.6. Ubicación del campo Amoca (Tomado de Las reservas de hidrocarburos de México,
PEMEX, 2004).
54
superior izquierdo se tiene la presencia de una minicuenca (Las reservas
de hidrocarburos de México, PEMEX, 2009).
Fig. 3.12 Localización del pozo Rabasa-101 y sección sísmica del yacimiento Rabasa (Tomado de Las reservas de hidrocarburos de México, PEMEX, 2009 y de Peña, 2015).
Nelash-1
El campo se encuentra localizado a 6 km al Norte del poblado
Francisco Rueda, municipio de Huimanguillo, Tabasco (Fig. 3.13). El pozo
descubridor fue el Nelash-1, que se perforó a una profundidad de 4,803 m
con el objetivo de probar los desarrollos de areniscas del Plioceno Inferior
(Peña, 2015).
Características geológicas
El campo forma parte de una estructura homoclinal, limitado por
dos fallas normales que constituyen el cierre de la parte Norte y del Oriente
de la estructura, mientras que para el poniente se presenta un cierre
estructural debido al plegamiento. La estructuración es resultado de
esfuerzos de una tectónica salina (Fig. 3.13).
55
Fig. 3.13 Ubicación del pozo Nelash-1 y sección sísmica del yacimiento donde se aprecia la deformación producida por la sal (Tomado de Las reservas de hidrocarburos de
México, PEMEX, 2007 y de Peña, 2015).
Miztón-1
El pozo Miztón-1 con el que se descubrió este campo petrolero, se
localiza en aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente a 208
kilómetros al Suroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, y a 61 kilómetros
al Oeste de Paraíso, Tabasco (Fig. 3.14). Las rocas almacenadoras son de
edad Plioceno Medio, de las que se produce aceite y gas en un tirante de
agua de 33 metros. Los yacimientos se encuentran en anticlinales con
cierre en dos direcciones, la del sur por un diapiro salino y la del Norte su
cierre es por una falla (Peña, 2015).
Geología estructural
El área se encuentra deformada por la tectónica salina y por la
acción de esfuerzos verticales debidos a procesos gravitacionales (típicos
de los márgenes continentales pasivos), por lo que hay presencia de fallas
(Fig. 3.14). La estructura cortada por el pozo Miztón-1 corresponde al flanco
de una intrusión salina, la cual se movió ascendentemente por un plano de
debilidad causado por la presencia de una falla lístrica (Peña, 2015).
56
Fig. 3.14 Ubicación del pozo Miztón-1 en la Cuenca Salina del Istmo y su sección sísmica (Tomada de Peña, 2015).
Tsimin-1
El campo Tsimin se ubica en aguas territoriales del Golfo de
México, frente a las costas del municipio de Frontera, Tabasco; a 11 km de
la costa en dirección Norte y 87 km al Noroeste de Ciudad del Carmen,
Campeche, fue descubierto con la perforación del pozo Tsimin-1. El
yacimiento está conformado por un anticlinal asimétrico, alargado, con
orientación NW-SE, el cual se formó durante la compresión del Mioceno,
afectado al Norte y Oriente por un sistema de fallamiento inverso, el pozo
Tsimin-1 se perforó en el bloque alto de la estructura. La Fig. 3.15 muestra
la sección sísmica que pasa por el pozo Tsimin-1, también se observa la
cima del horizonte Jurásico Superior Kimmeridgiano interrumpido por la
presencia del diapiro salino. El sistema de fallamiento compresivo está
asociado a una tectónica salina compleja, que generó condiciones de sello
favorables para el entrampamiento de hidrocarburos (Las reservas de
hidrocarburos de México, PEMEX, 2009).
57
Fig. 3.15 Localización del pozo Tsimin-1 y sección sísmica del pozo en la Cuenca Salina del Istmo (Las reservas de hidrocarburos de México, PEMEX, 2009 y de Peña Alonzo,
2015).
58
METODOLOGÍA PARA LA INTEPRETACIÓN
DE PLAYS SUBSALINOS
Los yacimientos petroleros con geología compleja asociados a
tectónica salina, que dieron lugar a las diferentes estructuras relacionadas
a plays Subsalinos, tenían muchos obstáculos de tipo tecnológico y de
procesamiento sísmico, los cuales se han resuelto con la adquisición
sísmica de cobertura azimutal amplia, denominada como WAZ, el
procesamiento PSDM de los datos sísmicos y con el apoyo de un modelo
refinado de velocidades sísmicas para la conversión a profundidad, todo
esto para mejorar la imagen sísmica, lo anterior se vuelve como un requisito
principal en la interpretación de los plays Subsalinos.
Se propone una metodología de interpretación de plays Subsalinos
(Fig. 4.1) la cual considera de manera inicial los datos de geología, sísmica
y de pozo.
En la parte geológica se requiere:
Modelo geológico
Tectónica salina del área
Marco estructural
En la parte de sísmica se requiere:
Sísmica apilada sin filtro y sin ganancia
Sísmica apilada con filtro y con ganancia
Que el levantamiento sísmico adquirido sea de tipo WAZ
Se requiere un modelo refinado de velocidad
Se requiere un procesamiento de la señal sísmica PSDM
59
En la parte de los datos de pozo:
Requerimos marcadores de pozo
Requerimos un VSP para la conversión a profundidad
Al cumplir con lo anterior, pasamos a la etapa de la interpretación
estructural y estratigráfica, considerando lo siguiente:
Considerar pozos de correlación
Los marcadores de pozo cercanos a los cuerpos de sal
Marcar el fallamiento normal que provoca la sal
Marcar terminaciones de horizontes con los cuerpos de sal (onlap
y discordancias)
Conservar espesores en la interpretación sísmica así como saltos
de falla
Interpretación y mapeo sísmico de horizontes, así como del fondo
marino (checar si existen manifestaciones de gas en el fondo
marino)
Marcar toda la cima de los cuerpos de sal (alta impedancia)
Aplicación de atributos sísmicos
Revisar el modelo de velocidad refinado para la conversión a
profundidad
Conversión a profundidad
60
Fig. 4.1 Diagrama sobre la metodología propuesta para la interpretación de plays Subsalinos (Elaborado por Moreno, Flores 2016)2.
2 Elaborada por M. en I. Marcelino Moreno e Itzel Flores, para la explicación de la
metodología propuesta en la presente.
61
4.1. LEVANTAMIENTO SÍSMICO 3D
Los levantamientos de sísmica 3D incrementan la probabilidad de
éxito en la perforación de pozos exploratorios, pues ayuda a caracterizar
sedimentos clásticos, aunque la obtención de imágenes de calidad debajo
de fondos marinos duros sigue siendo un gran desafío, ya que producen la
curvatura de los rayos, lo que provoca que algunas zonas en el subsuelo
no sean tocadas por las ondas sísmicas; es por eso que debemos utilizar
levantamientos sísmicos con cobertura azimutal amplia (WAZ) para poder
visualizar geologías complejas, tales como la sal, pues este levantamiento
viaja en una amplia gama de direcciones, contrario al convencional. Este
levantamiento se realiza con una o más embarcaciones de registro, que
son unidas por embarcaciones fuente, estas embarcaciones incrementan
el rango azimutal3 para obtener muchos desplazamientos (Fig. 4.2).
Fig. 4.2 Comparación de geometrías de adquisición (inferior) y gráficas de distribución por azimut y desplazamiento en diagramas de roseta (superior); señalando la geometría
con cobertura azimutal amplia (Modificada de Oilfield Review, 2008-2009).
4.2. MIGRACIÓN
La migración sísmica reubica geométricamente en el espacio, en
tiempo y profundidad, los distintos eventos del subsuelo para dar lugar así
3 El azimut corresponde al ángulo dentro de cada círculo del levantamiento.
62
a la generación de una imagen sísmica más precisa del subsuelo. La
migración es realizada en el dominio del tiempo o de la profundidad
dependiendo de la complejidad litológica. En presencia de fuertes
variaciones laterales litológicas asociados a estructuras de sobrecarga
compleja, la visualización del subsuelo se realiza con la migración en
profundidad. Estas fuertes variaciones laterales de velocidad causan que
los rayos se doblen (distorsionen) significativamente en las interfases,
dando lugar a un comportamiento (moveout) no hiperbólico en los tiempos
de reflexión de los gathers CMP4. Como resultado, las amplitudes y tiempos
de viaje asociados con los eventos de reflexión con comportamiento no
hiperbólico están distorsionados durante el apilamiento (stacking)
tradicional que se basa en la suposición de un comportamiento hiperbólico.
Esto provoca que el apilamiento CMP no tenga el idealizado offset cero del
campo de onda. Por lo que bajo este principio, cuando se requiere de la
migración en profundidad, también se requiere que sea antes del
apilamiento y no después (Yilmaz, 2001) (Fig. 4.3).
4.2.1. Tipos de migración
TIPO DISCUSIÓN Migración en tiempo Necesaria cuando la sección apilada
contiene difracciones o echados estructurales. Valido para variaciones
verticales de velocidad Migración en profundidad
Necesaria cundo la sección apilada contiene echados estructurales y grandes gradientes de velocidad
lateral. Migración parcial pre apilado (PSPM)
La migración pre apilado es aceptable cuando la sección apilada es
equivalente a la sección cero-offset. Solamente resuelve problemas de conflicto de echados con diferentes
velocidades de apilamiento.
Migración antes de apilar Full-time Es una rigurosa solución al problema de conflicto de echados. La migración PSPM es una simplificación de este
proceso.
4 Punto medio común
63
Migración en tiempo antes de apilar Necesario cuando existe fuerte cambio de gradiente lateral de
velocidades.
Migración 3D en tiempo antes de apilar
Necesario cuando el apilado contiene eventos cruzados.
Migración 3D en profundidad antes de apilar
Necesario cuando existe problema de fuerte variación lateral de velocidad
que envuelve una estructura compleja 3D.
Migración 3D en tiempo después de apilar
Es necesaria cuando el PSPM falla y cuando el apilado contiene eventos
cruzados
Migración 3D en profundidad después de apilar
Si se conoce el modelo de velocidad con precisión y se tiene suficiente
tiempo de computo.
Fig. 4.3Tabla sobre los tipos de migración, haciendo énfasis a la migración 3D en profundidad antes de apilar (PSDM), (Modificada de Yilmaz, 2001).
4.3. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA
Se seleccionó el pozo TRIÓN-1 donde se realizó una
reinterpretación sobre la ya realizada por el Activo de Pemex, donde se
marca la sal en color morado, dos discontinuidades en color azul claro y
fallas en color azul rey (Fig. 4.4); todo esto para efectos de la aplicación de
la metodología propuesta (según Diagrama 4.1)
Fig. 4.4 Reinterpretación estructural (Modificada Peña, 2015)
En la Figura 4.4 se muestra una sección transversal a nivel de los
yacimientos del Eoceno Inferior Wilcox entre el pozo descubridor Trión-1
64
ubicado en la parte Sur de la estructura y el pozo delimitador Trión-1 DL en
la zona Norte, donde se observan las características estructurales del
campo con la presencia de fallamiento de tipo normal en su flanco oriental
y de corto desplazamiento con orientación NW-SE (Peña, 2015).
4.3.1.1. Campo Trión (Zona Norte)
Localización
El Campo Trión se localiza en el extremo NE de la Provincia Salina
del Bravo (subprovincia del Cinturón Plegado Subsalino) que limita al
occidente con la Provincia del Cinturón Plegado Perdido. Esta área se
localiza frente al litoral del estado de Tamaulipas aproximadamente a 178
km y a 39 km de la frontera con Estados Unidos (Fig. 4.5). El pozo, Trión-
1, pertenece al campo del mismo nombre, localizado en aguas profundas
con un tirante de agua de 2,532 m.
Fig. 4.5 Ubicación del campo Trión (Modificada de Peña, 2015).
Correlación de pozos
Se tiene la correlación con el Campo Great White, ubicado a más
de 50 km al norte en el territorio de Estados Unidos (Fig. 4.6). En éste, la
calidad de la roca almacén y los espesores netos impregnados, son
65
superiores con una reserva estimada de 462 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente.
Fig. 4.6 Localización de los pozos en Estados Unidos (Modificada de Barbosa, 2012)
Con la finalidad de delimitar la estructura del campo, se perforó el
pozo Trión-1DL, con un tirante de agua de 2,564 m (PEMEX, 2014).
La correlación entre pozos perforados del Cinturón Plegado
Perdido, en la porción Mexicana y de E.U.A., muestran una continuidad del
Paleógeno, compuesto por lóbulos arenosos y canales turbidíticos
amalgamados confinados en una matriz arcillosa, así como un aumento en
el contenido de arenas hacia la base del Paleógeno con intercalaciones de
cuerpos limolíticos, variando hacia su cima a intervalos arenosos de menor
espesor con sellos de mejor calidad (Eoceno Medio). Se observa una
discordancia regional en la cima del Oligoceno, como un evento erosivo
(Fig. 4.7).
66
Fig. 4.7 Correlación de pozos perforados en el Cinturón Plegado Perdido, tanto en México como en E.U.A. (Tomado del Atlas de aguas profundas Norte, CNH 2015).
Modelo sedimentario del Proyecto Perdido
El modelo sedimentario de los campos de aceite descubiertos en el
Área Perdido está constituido por secuencias turbidíticas de piso de cuenca
caracterizados por facies de canal, desbordes de canal, sabanas de arenas
y lóbulos de abanicos submarinos. Para el yacimiento del campo Trión, el
modelo está representado por facies canalizadas en forma lateral y vertical,
que migran hacia desbordes y lóbulos de abanicos submarinos proximales
(Figura 4.8) (PEMEX, 2014).
Fig. 4.8 Posicionamiento del pozo Trión-1 en relación al modelo sedimentario (PEMEX, 2014).
67
Características del levantamiento sísmico.
El levantamiento sísmico 3D, donde se encuentra el Campo Trión,
corresponde al Centauro 3D WAZ con migración PSDM, bloque 1,
adquirido en el año 2011, con un área de estudio es de 70 km2 (Figura 4.9).
Fig. 4.9 Cubo sísmico del proyecto Trion-1 (PEMEX, 2014).
Modelo de velocidades
Para el modelo de velocidades del Proyecto Perdido, área donde
se encuentran nuestros pozos, se utilizaron checkshots de pozos tanto
mexicanos como americanos, por ejemplo el Pozo Baha-1, que tiene la
estructura del mismo nombre, la cual es un domo salino en el norte del
CPP bordeado al oeste, norte y este por la sal somera; así como los pozos:
Baha-2, Tiger-1, Shell GA009, Arietis-1, Anoma-1, Mercurio-1 y Nu-1. El
modelo de velocidades se calibró con varias superficies, entre ellas la del
Cretácico. Con este modelo se realizó la conversión a profundidad (Fig.
4.10).
68
Fig. 4.10 Modelo de velocidades en el Proyecto del Cinturón Subsalino y que incluye el área Phillips del Proyecto Perdido (PEMEX, 2014).
Estructural
El campo Trión es un anticlinal asimétrico alargado con dirección
N-S, con una longitud de 12.5 km en su eje longitudinal y de 3 km en el eje
transversal, generado por la propagación de fallas, con cierre en las cuatro
direcciones y limitado en su flanco occidental y oriental por fallas inversas;
se encuentra rodeado por cuerpos de sal alóctona. Presenta fallamiento al
nivel de la secuencias siliciclásticas del Eoceno Inferior Wilcox, con
orientación NW-SE de los yacimientos.
El estructuramiento es resultado de una tectónica gravitacional
representada al occidente por un sistema de fallas normales con despegue
a nivel de la sal autóctona (Cuenca de Burgos y Delta del Bravo). Este
69
sistema originó un efecto contraccional en la parte profunda del Golfo de
México que dio origen a la formación de los cinturones plegados, en donde
grandes volúmenes de sedimentos fueron atrapados en el sistema de fallas
extensionales generados por la carga, el desplazamiento lateral y
emplazamiento de diapiros y mantos de sal a niveles someros hacia el
sector de aguas profundas durante el Oligoceno y Mioceno, así como la
activación de domos arcillosos del Oligoceno durante el Mioceno-Plioceno
(Fig. 4.11) (PEMEX, 2014).
Fig. 4.11 Interpretación estructural (Peña, 2015)
70
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
La composición de los cuerpos de sal esta acompañada de cloruros,
sulfatos, nitratos, carbonatos, boratos, así mismo de todo el arrastre
de sedimentos que va intrusionando.
Se enfatiza la importancia de los insumos para la interpretación de
plays Subsalinos, como son: un levantamiento sísmico tipo WAZ de
full azimuth con migración PSDM, utilizando un modelo refinado de
velocidades, el conocimiento del modelo geológico (el ambiente
tectónico) y la calibración con datos de pozo, con la finalidad de tener
una imagen lo más refinada posible del subsuelo.
Los principios de interpretación estructural en plays Subsalinos,
indican que en las crestas se crean fallamientos en forma de V, éste
fallamiento es de tipo inverso debido a que los domos salinos están
asociados a fallas inversas; donde el cuerpo de sal se comporta
como un intrusivo.
La tectónica salina nos indica las estructuras asociadas a ella, así
mismo es importante debido a que trae consigo las rutas de
migración y formación de estructuras capaces de almacenar
hidrocarburos, así mismo sirviendo como sello.
Con el análisis de los modelos de velocidades refinado se encuentra
una correlación entre los contrastes de impedancia de los horizontes
con las variaciones de velocidad a nivel lateral y vertical.
En las cimas del cuerpo de sal siempre existe una zona de alta
impedancia (densidad, velocidad) en comparación del medio que la
rodea.
71
Se observó en las secciones presentadas, la presencia de
estructuras y fallas que pueden ser de importancia petrolera.
En México tenemos una gran variedad de estructuras salinas con un
gran potencial petrolero.
5.2. RECOMENDACIONES
Para el estudio de plays subsalinos se recomienda trabajar con un
grupo integral de profesionales de varias disciplinas.
Se recomienda la interpretación de cuerpos de sal en tres
dimensiones.
Antes de comenzar con la interpretación, se sugiere que los datos
se encuentren adquiridos y procesados de la manera con la que más
nos conviene trabajarlos.
Es recomendable que la adquisición de datos sísmicos sea por
medio de un levantamiento sísmico de cobertura azimutal amplia
(WAZ), debido a las condiciones en las que se encuentran los
campos petroleros en el Golfo de México.
Se recomienda continuar con el estudio de las Provincias petroleras
tanto de la parte norte de México, como de la parte sur, como son la
Salina del Bravo, el Cinturón Plegado Perdido y la Salina del Istmo,
ya que tienen un gran potencial petrolero al estar asociadas a la
presencia de sal.
72
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