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XI CONGRESO LATINOAMERICANO DE GEOQUÍMICA ORGÁNICA 2-6 de Noviembre de 2008 Isla de Margarita, Venezuela

1988198819881988----2008200820082008 20 AÑOS DE ALAGO20 AÑOS DE ALAGO20 AÑOS DE ALAGO20 AÑOS DE ALAGO

ORIGEN DEL PETROLEO EN INCLUSIONES FLUIDAS EN AFLORAMIENTOS CRETÁCICOS DE FLUORITA Y CELESTITA, CUENCA DE SABINAS, NE DE MEXICO.

Camacho-Ortegón L. F.1-2, Martínez L.1, Piedad-Sánchez N.2, Pironon J.1, González-

Partida E. 3, 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. [email protected], [email protected]

2 ESI-UADEC, Recursos Minerales y Energéticos, 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 Los estudios petrográficos y de geoquímica orgánica, integrados en un modelado geoquímico, nos ayudan a entender y reconstruir, la historia de la producción, migración y entrampamiento de Hidrocarburos (HC) en las cuencas sedimentarias. En este contexto la reconstrucción de Presión, Temperatura y Composición (PTX) de las inclusiones fluidas (IF), es indispensable para inferir la migración de HC, utilizándola como testigo de la circulación de fluidos y del almacenamiento de estos. El objetivo de este trabajo es determinar el origen del aceite atrapado dentro de IF en Fluorita y Celestita de afloramientos cretácicos de tipo MVT (Mississippi - Valley Type Deposits) de las provincias geológicas del Noreste de Coahuila y de explicar por qué las IF de las rocas madres (RM) de pozos del Bloque Pirineo de la Cuenca de Sabinas no contienen aceite. Para conseguir este objetivo, hemos integrado imágenes sísmicas en 2D, estudios petrográficos y geoquímicos, que coadyuvan a construir un modelado geoquímico en 1D y 2D (Petromod®) que nos permitió entender con mas precisión estos mecanismos en el curso de la historia sedimentaria y tectónica de la Cuenca de Sabinas. Palabras clave: Noreste de México, Cuenca de Sabinas, Depósitos MVT, reconstrucción PTX, Inclusión Fluida, Migración de Hidrocarburos. 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 (Márquez D., 1979; Eguiluz de Antuñano, 2001; Padilla y Sánchez, 2007). Recientemente se determinó que la materia orgánica de la principal roca madre (RM) La Casita, es de tipo II y predominantemente tipo III (Piedad-Sánchez, 2004; Camacho-Ortegón, 2008), 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 a la escala de la cuenca (1D, 2D, PetroMod®) (Piedad-Sánchez, 2004; Camacho-Ortegón, 2008). El análisis de esta información nos muestra una clara migración del aceite antes de la OL (Fig. 3). El flujo de calor (HF) de la cuenca de Sabinas (Menetrier, 2005), fue recalibrado a partir de nuevos datos geoquímicos y petrográficos (Camacho-Ortegon, 2008), considerando una erosión entre 2,000m a 3,000m (Ewing, 2003; Camacho-Ortegon, 2008), 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 RM La Casita, es de 2.5% a 3.5% (Camacho-Ortegon, 2008). El estudio de la materia orgánica (liptinita y pirobitúmenes) en la RM, 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 numérico 2D (PetroMod®) a partir del Cretácico-Inferior (Aptiano) y hasta el Eoceno-Medio (Lutetiano) (Camacho-Ortegon, 2008), coincidiendo así con el evento de la OL (de 37 a 42 ma Eguiluz de Antuñano, 2001). Posteriormente la RM 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). 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 así como la discriminación de las IF que no cumplan con las “reglas de Roedder” (Bodnar, 2003).

Reconstrucción PTX de IF Para el estudio de IF se siguió el método experimental Pironon (2004), diseñado de tal manera que utiliza la aplicación de varias técnicas en un orden secuencial (Fig. 2). 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 (Pironon, 2004). La fusión de un líquido solidificado previamente, la fusión de fases sólidas (sales, hidratos, etc.) (Bodnar y Vityk, 1994) 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 (Pironon, 2004, González-Sánchez, 2007). Continuando por la línea de las IF de petróleo, se utiliza la técnica de espectrometría infrarroja con transformada de Fourier (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 (Pironon, 2004.). Resultados y Discusiones La integración de los resultados se obtuvo con el modelo geoquímico 1D y 2D (PetroMod®) (Fig. 3) calibrado con los datos del estudio geoquímico y petrográfico (SEM, ESCA [XPS], OMS, NMR, Rock-Eval 6, δC13 gas, δC13 - δO18 roca, %Ro) de las RM La Casita, La Peña y La Virgen (Camacho-Ortegón, 2008). Esto nos permitió estudiar las paleo-condiciones PTX en las RM. Estos resultados fueron comparados con el estudio PTX de las IF de los reservorios, para la calibración 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 Agustin, en la Cuenca de Sabinas, ponen en evidencia la migración del gas y el aceite, mostrando que existió una dismigración de HC con salmueras, desde los almacenes hasta los sedimentos estratoligados conocidos de celestita y fluorita (Figura 3, 4 y Tabla 1). 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 en 2D, PetroMod®. La formación de los depósitos estratoligados del tipo MVT (Leach y Sangster, 1993) se debería a la interacción de salmueras de cuenca cuyo flujo acompañado con aceite migrado, habría sido detonado por la OL, 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.



Figuras.

Fig. 1 Ubicación de la Cuenca de Sabinas y área de estudio, modificado de González-Sánchez (2008),

Fig. 3 Modelo Petromd 2D sobre una línea sísmica que muestra la producción y migración de HC.

Fig. 4. 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, acuosa sistema H2O, CH4, NaCl, de la Formación La Casita sin fluorescencia, en cuarzo. 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.

Tabla 1. Resultados de RAMAN y Termometría, en IF de la cuenca de Sabinas.

Fig. 2 Procedimiento analítico para el estudio y análisis de inclusiones fluidas de cuencas sedimentarias petroleras, modificado de PIRONON (2004).



Conclusiones. Se ha determinado utilizando el modelado geoquímico PetroMod®, que existió una migración de HC antes y después de la OL (Fig. 3 y 4), 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 propuesto por González-Sánchez (2008). 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 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. Los autores agradecen a la Compañía Monclova Pirineos Gas S.A. de C.V., por haber financiado parcialmente la investigación. Un profundo reconocimiento a la Compañía IES GmbH - PetroMod® por haber facilitado la licencia académica para este estudio. Finalmente, Camacho-Ortegón y Piedad-Sánchez agradecen a PROMEP y a CONACYT por el apoyo para la realización de esta investigación. Referencias

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