IMPLICACIÓN DEL MODELADO NUMÉRICO E INCLUSIONES FLUIDAS EN EL ESTUDIO DE LA AUSENCIA DE RESERVORIOS DE ACEITE EN LA CUENCA DE SABINAS, NE DE MÉXICO.

Camacho-Ortegón L. F.1-2, Martínez L.1, González-Partida E. 3, Bueno-Tokunaga A.2, Pironon J.1, Zamorano M.4.

1 UMR G2R/7566, Géologie et Gestion des Ressources Minérales et Energétiques, Faculté des Sciences, Université Henri Poincaré, Nancy 1, BP-239, Boulevard des Aguillettes, 54506 Vandoeuvre Lès Nancy Cedex, France. Luis.Camacho-Ortegon@g2r.uhp-nancy.fr, luis_camacho@uadec.edu.mx 2 Escuela Superior de Ingeniería, Universidad Autónoma de Coahuila, Blv. Adolfo López Mateos S/N, 26800 Nva. Rosita, Coahuila, México. 3 Centro de Geociencias, Universidad Nacional Autónoma de México. Campus Juriquilla, Boulevard Juriquilla 13 3001, 76230 Santiago de Querétaro, Qro., México. 4 Facultad de Ciencias Geológicas. Universidad Complutense de Madrid. Avda. Complutense s/n 28040 Madrid, España. Resumen La Cuenca de Sabinas se localiza entre el Centro y el Noreste de México, en la parte central del Estado de Coahuila y occidental de Nuevo León. Es una cuenca sedimentaria mesozoica constituida por rocas siliciclásticas, carbonatadas y evaporíticas con un espesor de más de 5000m de rocas depositadas en ambiente marino. Su génesis esta relacionada con la apertura del protogolfo de México, la cual se remonta a la ruptura del Supercontinente Pangea durante el Triasico Superior- Jurasico Medio, por la separación de las placas Norteamericana, Sudamericana y Africana. Este hecho condicionó la evolución estratigráfica de la región durante el Cretácico hasta la Orogenia Laramide (Cretácico Superior al Eoceno), evento que provocó un levantamiento tectónico (Uplift) modificando toda la estructura de la cuenca. Actualmente se trata de una cuenca productora de gas seco, pero numerosos estudios realizados han demostrado que produjo aceite en el pasado. El hallazgo de inclusiones fluidas con aceite en afloramientos de Fluorita de los bordes NE y SW de la cuenca, nos han permitido estudiar su origen en relación con la historia petrolera de la cuenca, situación que permite inferir sobre las condiciones PVTx de los fluidos de migración que depositaron estos minerales, donde las presiones y temperaturas de homogenización de estas inclusiones son relativamente bajas, lo que indica que fueron atrapadas en la fase final de la migración en sedimentos de baja profundidad. Con este trabajo fue posible definir una hipótesis sobre el origen del aceite insitu en el mineral de fluorita, debido a migraciones de hidrocarburos líquidos y gaseosos, producidos en la cuenca antes y después de la Orogenia Laramide, a través de los yacimientos naturalmente fracturados, que comenzaron desde la roca madre (Fm La Casita) y los reservorios (Fm La Virgen, Fm Padilla, Fm La Peña), en conjunto con las salmueras mineralizantes que dieron origen a los depósitos estratoligados de fluorita y celestita de la Cuenca de Sabinas. Palabras Clave: Noreste de México, Cuenca de Sabinas, Orogenia Laramide, inclusiones fluidas, condiciones PVTx, depósitos estratoligados. INTRODUCCION La Cuenca de Sabinas es una cuenca carbonatada, productora industrial de gas (CH4), posee un área de 37000 km2 y está situada en el noreste de México, abarcando la parte central del Estado de Coahuila y occidental de Nuevo León (Fig.1). Es una cuenca sedimentaria mesozoica con un espesor de más de 5,000m de rocas depositadas en ambiente marino. Su génesis está relacionada con la apertura del Protogolfo de México en el Jurásico Medio, y su extinción y deformación principal se debió al levantamiento tectónico laramídico (Orogenia Laramide, OL), en el Paleógeno 10; 5; 13. Recientemente se determinó que la materia orgánica de la principal roca madre La Casita, es de tipo II y predominantemente tipo III 14; 3; 4, por lo que se puede admitir que generó HC líquidos, en un craqueo primario y CH4 en un craqueo secundario. La formación de aceite, determinada por los estudios petrográficos (%Ro) y geoquímicos (Rock-Eval), fue modelada termocineticamente a la escala de la cuenca en 1D y 2D, utilizando datos estratigráficos de pozos y secciones sísmicas 2D (Fig. 2) 3. El flujo de calor (HF) de la Cuenca de Sabinas 11, fue recalibrado a partir de nuevos datos geoquímicos y petrográficos 4, considerando una erosión entre 2,000m a 3,000m 6; 4, con un máximo de 120 mW/m2 y un mínimo de 60 mW/m2, y en ese contexto la evolución actual del %Ro para la Formación La Casita es de 2.5% a 3.5% 4.

106

El estudio de la materia orgánica (liptinita y pirobitúmenes) en la roca generadora, pone en evidencia un potencial petrolero actual casi nulo, pero muestra claramente que permitió una generación de aceite importante. Esta generación de HC se refleja en el modelo termocinetico 2D a partir del Cretácico-Inferior (Aptiano) y hasta el Eoceno-Medio (Lutetiano) 4, coincidiendo así con el evento de la OL (de 37 a 42 ma; 5). Posteriormente la roca generadora en el craqueo secundario ya en la ventana del gas, permitió una fracturación de la roca, una migración de aceite y gas (CH4) y un almacenamiento en las rocas reservorios (Formaciones; Barril Viejo – Menchaca, La Peña y La Virgen).

Fig. I.1. Localización del área de estudio y sistema de fallas referidas en este trabajo. Abreviaciones; A&F, Minas Alicia y Fácil; BB, Cuenca de Burgos; BSa, Archipiélago Burro-Salado; Cb, Bloque de Coahuila; LBf, Falla La Babia; LSPI, Isla Lampazos-Sabinas-Picacho; Lp, Cuenca La Popa; MSM, Mega-falla Mojave-Sonora; Mty, Ciudad de Monterrey; Isla La Mula; Mv, Ciudad Monclova; MvI, Isla Monclova; Pa, Cuenca de Parras; PB, Bloque Pirineo; PNB, Cuenca de Piedras Negras; S, Ciudad Saltillo; Sa, Mina San Agustín; SB, Ciudad Sabinas; SMf, Falla de San Marcos; 4C, Mina Cuatrocienegas. 4.

Fig. 2. Localización de secciones sísmicas regionales en 2D, en la Cuenca de Sabinas y Bloque Pirineo. Abreviaciones; BSa, Archipiélago Burro-Salado; Cb, Bloque de Coahuila; LBf, Falla La Babia; M, Ciudad Monclova; MF, Área Minero Florida; MZ, Ciudad Muzquiz; PB, Bloque Pirineo; PN, Ciudad Piedras Negras; S, Ciudad Sabinas; SMf, Falla de San Marcos. La imagen muestra las secciones sísmicas en 2D utilizadas en este trabajo. Modificado del plano de ubicación de líneas sísmicas de PEMEX (1995). Las estrellas pertenecen a campos productores y pozos que controlan la estratigrafía de las líneas sísmicas; 1) PMX-96; 2) PMX-211; 3) PMX-73; 4) PMX-220; 5) PMX-245; 6) PMX-242; 7) PMX-115; 8) PMX-112; 9) PMX-165; 10) PMX-280; 11) PMX-79; 12) PMX-283; 13) PMX-140; 14) PMX-98; 15) PMX-82; 16) PMX-40; 17) PMX-154; 18) PMX-244; 19) PMX-101; 20) PMX-270; 21) PMX-234; 22) PMX-13; 23) PMX-17. El recuadro muestra la localización de secciones sísmicas 2D y pozos que controlan su estratigrafía, para el bloque sísmico 3D, minero-Florida. Círculos muestran pozos productores de HC, y los letreros SS designan las líneas sísmicas 2D. 4.

Experimentación Petrografía La petrografía para este estudio, se enfoca a la observación de IF individuales, donde identificamos los grupos de familias, el origen de las mismas, el mineral que las contiene y las fases presentes en ellas.

107

Reconstrucción PTX de IF

Para el estudio de IF se siguió el método experimental descrito por Pironon (2004), diseñado de tal manera que utiliza la aplicación de varias técnicas en un orden secuencial (Fig. 3). Con el conocimiento de la manera en que las IF son atrapadas en las cuencas sedimentarias, sabemos de la presencia de IF acuosas e IF de petróleo que fueron atrapadas simultáneamente. Bajo esta premisa, el método inicia con la preparación de las secciones delgadas doblemente pulidas. Una vez que las láminas han sido preparadas, se realiza la petrografía clásica de las IF apoyada por la técnica de fluorescencia ultravioleta, con el objetivo de identificar las IF de petróleo de las IF acuosas. Habiendo realizado la identificación de ambos tipos de IF, se realizan los estudios de microtermometría, basándose en la medida de las temperaturas a las que se producen los cambios de fases en las IF, cuando éstas se someten a un progresivo y controlado aumento de la temperatura entre –193 y +600 ºC 15. La fusión de un líquido solidificado previamente, la fusión de fases sólidas (sales, hidratos, etc.) 2 y la homogenización de sistemas gas-líquido en una sola fase gaseosa o líquida es básica para la determinación de las condiciones de temperatura y presión de atrapamiento de la IF, salinidad total y sales y volátiles dominantes en el paleosistema. Las temperaturas de fusión (Tm) dan valores indicativos sobre la composición del fluido atrapado, mientras que las temperaturas de homogeneización (Th) permiten estimar su densidad. A partir de esta etapa, el tratamiento que se les da a ambos tipos de IF es por rutas diferentes, el paso siguiente para las IF acuosas, es la aplicación de la técnica de espectrometría Raman para la detección y cuantificación de gases disueltos, específicamente CH4. Con los datos obtenidos en los pasos anteriores, se procede a realizar la modelación termodinámica de las IF acuosas (AIT modeling) para después dibujar la isocora correspondiente 15,

7. Posteriormente es necesario el análisis de IF de petróleo, donde se utiliza la técnica de microespectrometría de infrarrojo (FT-IR) para la determinación y cuantificación de los gases disueltos en la IF tales como el CH4, CO2 y alcanos. La etapa siguiente consiste en la cuantificación del volumen de la fase gaseosa de la inclusión, calculado a partir de la medición del aceite líquido en la inclusión mediante la técnica microscopía confocal de escaneo láser (CSLM). Con los datos obtenidos de las IF de petróleo, se elabora el modelado termodinámico de estas inclusiones con la obtención de la isocora correspondiente. En la etapa final se sobreponen ambos modelados con sus respectivas isocoras y se obtiene la estimación de las condiciones PT de atrapamiento 15.

Fig.3: Procedimiento analítico para el estudio y análisis de inclusiones fluidas en medios petroleros, modificado de PIRONON (2004). Resultados y Discusiones La integración de los resultados geoquimicos se obtuvo con el modelo termocinetico 1D PetroMod® (Fig. 4) calibrado con %Ro. Esto nos permitió inferir las paleo-condiciones PTX de generación y migración de hidrocarburos, donde estos resultados fueron comparados con el estudio PTX de las IF de los reservorios, para la calibración en 2D PetroMod® (Fig. 5) de la carga y entrampamiento de los HC en estas. Las características PTX, en cristales de fluorita y celestita de las minas Alicia, Fácil, Cuatro ciénegas y San Agustín, en la Cuenca de Sabinas (Tabla 1), ponen en evidencia la migración del gas y el aceite (Fig. 6 y 7), mostrando que existió una

108

dismigración de HC con salmueras, desde los almacenes hasta los sedimentos estratoligados conocidos de celestita y fluorita. La carga de los almacenes de HC se produjo en diferentes formaciones de la Cuenca de Sabinas de edad Mesozoica, a partir del inicio de la OL de acuerdo con el modelo termocinetico 2D. La formación de los depósitos estratoligados del tipo MVT 9 se debería a la interacción de salmueras de cuenca cuyo flujo acompañado con aceite migrado, habría sido detonado por la OL (Fig. 8), toda vez que los estudios Rock-Eval® y Rayos X, en minerales que contienen IF con aceite, muestran un índice de Hidrogeno (IH) negativo y una matriz predominante de Fluorita, que comprueba la inexistencia de MO, y por tanto, la incapacidad de generar in-situ el aceite atrapado en ellas.

Fig. 4. Modelo termocinetico 1D. (A) Diagrama de enterramiento que muestra la evolución de la temperatura, para el pozo PMX 101; (B) Flujo de calor calibrado en función del %Ro y BHT; (C) satisfactoria relación entre el %Ro y simulación térmica de acuerdo con Sweeney y Burnham (1990); satisfactoria relación entre el BHT y la temperatura calculada por el modelo.

Fig. 5. Palaeogeometria de la sección PRS-8 de SW-NE, en diferentes tiempos de generación y migración de HC (49 Ma 36 Ma al presente). La migración del gas y aceite de rocas madres del Jurasico-Tardío al Cretácico Medio (CH4 líneas punteadas color rojo; aceite en color verde), se muestran en las secciones, marcando rutas de migración, dismigración y zonas de entrampamiento. La composición de las acumulaciones de hidrocarburos (en wt%), se observa de acuerdo a su origen estratigráfico, y a su sistema de migración. Nótese como las acumulaciones de gas y condensado son siempre en la parte NE de la cuenca, hacia la Cuenca de Piedras Negras. Este aceite es producto de la transformación de la roca madre La Peña, dado que para antes de la Orogenia Laramide la Formación La Casita, ya estaba en la ventana del gas seco.

109

Tabla VI.1. Condiciones PTX de atrapado de inclusiones fluidas con hidrocarburos en los sedimentos de tipo MVT, en las minas Cuatrocinegas y San Agustín, Cuenca de Sabinas. 4

Fig. 6. Imágenes de inclusiones fluidas y bitumen sólido fluorescentes: 1) IF bifásicas y trifásicas, acuosas y con aceite, conviviendo en la misma familia, en mineral de fluorita, 2) IF bifásica en cuarzo, acuosa sistema H2O, CH4, NaCl, de la Formación La Casita sin fluorescencia. 3) IF trifásica, acuosa sistema H2O, CH4, NaCl y H2S disueltos, con (O) azufre elemental y anhidrita precipitada. 4) Bitumen sólido, conviviendo en la misma familia de las inclusiones n° 2 y 3, que da testimonio, sobre la aparición de inclusiones sin aceite, debido a que estas se formaron cuando la roca madre estaba en la ventana del gas 3.

Fig. 7. Inclusiones fluidas bifásicas, de la Formación La Casita. Estas inclusiones no contienen aceite, solamente gas seco, lo que indica que se atraparon cuando el kerogeno de la formación, estaba en la fase final de producción de hidrocarburos 4.

Fig. 8. Esquema que muestra el modelo de las principales etapas de mineralización por salmuera, en depósitos minerales de tipo MVT para el Noreste de México, en donde se ha determinado que los líquidos mineralizados son esencialmente salmueras de cuenca movilizados inicialmente por la presión lithostática y más adelante por los efectos de la Orogenia Laramide. Durante este acontecimiento, la salmuera sirvió como medio de transporte del aceite que coincidía en su ruta de migración, o por el paso de las salmueras por los depósitos fracturados durante el evento Laramidico, transportando el HC a los depósitos minerales superiores, dando lugar a precipitación y atrapamiento de inclusiones fluidas con HC líquidos y gas CH4, observadas en minerales de Fluorita, en las cercanías de las Fallas de La Babia y San Marcos. Pre-orogenia (A), Orogenia y Poste-Orogenia (B). Modificado de González-Sánchez (2009).

110

Conclusiones. Una vez integrada la información, se pudo inferir que existió una migración de HC ligeros antes y después de la OL (Fig. 5), dejando un rastro de la migración del aceite en las IF de fluorita y celestita estudiadas, concordando con el evento de migración de salmueras de cuenca 8. Se concluye que la migración de HC líquidos a la superficie, estuvo relacionada con las salmueras de cuenca que dieron lugar a la formación de sedimentos estratoligados de la Cuenca de Sabinas, evento que tuvo lugar antes y después de la OL en la Cuenca de Sabinas. Agradecimientos. Los autores le dan las gracias a PEP-PEMEX y al Dr. Eduardo González. (UNAM-Juriquilla, Qro.) por haber proporcionado las muestras de este estudio. Un agradecimiento al Laboratorio de IF del CNRS-UMR G2R 7566, especialmente al Ing. Thérèse Lhomme por el estudio RAMAN de las IF. Un profundo reconocimiento a la Compañía Schlumberger por haber facilitado la licencia académica PetroMod® para este estudio. Finalmente, Camacho-Ortegón agradecen a PROMEP por el apoyo para la realización de esta investigación. Referencias

[1] Bodnar, R. J. (2003). Introduction to fluid inclusions. In I. Samson, A. Anderson, & D. Marshall, eds. Fluid Inclusions: Analysis and Interpretation. Mineralogical Association of Canada, short Course Series Vol. 32, pp. 1 - 8.

[2] Bodnar, R. J. y Vityk, M. O. (1994). Interpretation of

microthermometric data for H2O-NaCl fluid inclusions. In Fluid Inclusions in Minerals, Methods and Applications, B. De Vivo and M. L. Frezzotti, eds., pub. By Virginia Tech, Blacksburg, VA, pp. 117 - 130.

[3] Camacho-Ortegón, L. F. et al (2008). Modelling of the CO2 and

CH4 formation in Mesozoic sediments of the Mississippi Valley type: Study of geochemical implication in relation with heat flow evolution in the Pirineo block of the Sabinas basin of Northeastern Mexico. 22ème Réunion des Sciences de la Terre, Nancy-CEDEX-France, 21 - 24 avril 2008, pp. 344.

[4] Camacho-Ortegón L.F., (2009): Origine-Evolution-Migration et Stockage, des hydrocarbures dans le bassin de Sabinas, NE Mexique: étude intégré de pétrographie, géochimie, géophysique et modélisation numérique 1D-2D et 3D. Thèse Doctoral, Faculté des Sciences et Techniques, Université Henri Poincaré, Nancy I, Université de Lorraine, Laboratoire G2R UMR 7566 CNRS, Ecole Doctorale RP2E. Vandœuvre les Nancy, 388 p. 12 Novembre 2009.

[5] Eguiluz de Antuñano, Samuel (2001). Geologic Evolution and Gas Resources of the Sabinas Basin in Northeaster Mexico. AAPG Memoir 75. pp. 241 - 270.

[6] Ewing, Thomas E. (2003). Review of the Tectonic History of the

lower Rio Grande border region, South Texas and Mexico, and Implications for Hydrocarbon Exploration. SIPES, Newsletter. N° 2. pp. 1, 16 - 21.

[7] González-Sánchez, F. (2007). Estratigrafía del Noreste de

México y su relación con los yacimientos estratoligados de fluorita, barita celestina y Zn-Pb. Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana, Tomo LIX, N° 1, pp. 43 - 62.

[8] González-Sánchez, F. (2008). Las inclusiones fluidas y su

aplicación en medios sedimentarios. Tesis de Doctorado. Centro de Geociencias, Universidad Nacional Autónoma de

México. Campus Juriquilla, Santiago de Querétaro, Qro. México.

[9] Leach, D.L., Sangster, D.F. (1993), Mississippi Valley-type lead-

zinc ore deposits, en Kirkham, R.V., Sinclair, W.D., Thorpe, R.I., Duke, J.M. eds., Mineral Deposit Models, Geological Association of Canada, Special Paper, 40, 289 - 314.

[10] Márquez D, B. (1979). Evaluación petrolera de sedimentos

carbonatados del cretácico en el Golfo de Sabinas, NE de México. XVII Consejo Anual de la AIPM, Cancun Quintana, Roo. México. pp. 28 - 37.

[11] Martínez, L. et al (2007). Origène et évolution diagénétique de

la matière organique du bassin de Sabinas, Mexique. 11e Congrès Français de Sédimentologie. ASF, N°57, pp. 216.

[12] Menetrier, C. (2005). Modélisation Thermique Applique aux

Bassins Sédimentaires: Basin de Paris (France) et Basin de Sabinas (Mexique). Thèse PhD. Université Henri POINCARE Nancy I, Faculté des Sciences, UMR CNRS G2R/7566, U.F.R.S.T.M.P. Ecole Doctoral RP2E, Vandœuvre les Nancy CEDEX, France.

[13] Padilla y Sánchez, R. J. (2007). Evolución geológica del

sureste mexicano desde el Mesozoico al presente en el contexto regional del Golfo de México. Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana, Tomo LIX, N° 1, pp. 19 - 42.

[14] Piedad-Sánchez, Noé. (2004). Prospection des Hydrocarbures

par une approche intégrée de pétrographie, géochimie et modélisation de la transformation de la matière organique: Analyse et reconstruction de l’histoire thermique des Bassins Carbonifère Central des Asturies (Espagne) et Sabinas – Piedras Negras (Coahuila, Mexique). Thèse PhD. Université Henri POINCARE Nancy I, Faculté des Sciences, UMR CNRS G2R/7566, Ecole Doctoral RP2E, Vandœuvre les Nancy CEDEX, France.

[15] Pironon, J. (2004). Fluids Inclusions in petroleum environments;

analytical procedure for PTX reconstruction. Acta Petrologica Sinica, 20 (6), pp. 1333 -1342.

111