POTENCIAL PETROLERO REMANENTE DE RECURSOS NO CONVENCIONALES, EN
LAS CUENCAS DE LA MARGEN DEL GOLFO DE MÉXICO
Juriquilla, Qro.
Demetrio Santamaría Orozco
mayo de 2017
• Estimar los posibles recursos energéticos prospectivos
que aún tiene México, a fin de dimensionar el tipo y la
calidad de exploración que aún falta por hacer en, con
base en una interpretación del balance de materia
orgánica que contienen las rocas generadoras, a través
de inter y extrapolaciones de otras unidades similares.
Objetivo
• Roca generadora es una roca sedimentaria generalmente de color oscuro y grano fino, rica en materia orgánica capaz de generar o que ya ha generado cantidades movibles de hidrocarburos.
• Coal Bed Methane (CBM) o metano de capas de carbón es una roca sedimentaria rica en materia orgánica predominantemente vegetal o leñosa que produce carbón bituminoso.
• Shale oil es una roca sedimentaria rica materia orgánica tipo acuática de grano fino rica en arcillas y carbonatos que contiene kerógeno que puede producir hidrocarburos líquidos, estas son también llamadas lutitas bituminosas.
• Shale gas es una roca sedimentaria tipo lutita de alta madurez, baja permeabilidad y contiene gas natural que puede ser extraído durante un proceso de producción no convencional.
• En el mundo casi el 90% de las reservas extraíbles de aceite y gas por métodos convencionales han sido generados por tan sólo seis intervalos estratigráficos. Y casi el 70% de las rocas generadoras están distribuidas geográficamente en los bordes del antiguo mar de Tetis.
• Los factores primarios que controlan la distribución superficial de las rocas generadoras, su tipo geoquímico y su eficacia son: la edad geológica, paleolatitud de las áreas de depósito, las formas estructurales en las cuales ocurrió el depósito de la roca generadora y la evolución de la biota.
Tomado: Klemme and Ulmishek 1991 AAPG Bull.
Sud
América
Norte
América
EuropaAsia
África
Australia
Antártida
Distribución geográfica de las rocas generadoras
Cretácico Medio
110 Ma
Fuente: https://s-media-cache-ak0.pinimg.com/originals/32/8a/79/328a792e66133f879eea7325742418b1.jpg
Modificado de: Klemme and Ulmishek 1991
Distribución estratigráfica de las rocas generadoras de aceite y gas en el mundo
Plio
cen
o
Cu
ater
nar
io
Olig
oce
no
-Mio
cen
o
Co
nia
cian
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oce
no
Ap
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uro
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no
Neo
com
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o
540
Pen
silv
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Jurá
sico
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Pér
mic
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Ord
ob
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o
Dev
on
ian
med
io
sup
erio
r
Vis
ean
o-S
erp
un
ian
o
438
408
374
352
320
286
168
144
119
88,5
36,6
5,3
0
Edad(Ma)
0,2% 1,0%
9,0%8,0% 8,0%
0,3% 0,4%1,2%
25,0%
29,0%
2,8%2,6%
12,5%
Porcentaje de crudo generado y gas o aceite
equivalente por roca generadora Gas Natural
Aceite
Modificado: Klemme and Ulmishek AAPG Bull1991
9%
8%
8%
25%29%
13%
8%
Seis intervalos estratigráficos de rocas generadoras de aceite y gas
abastecen casi el 90% de las yacimientos convencionales del
mundo, pero 2 de ellos abastecen a más de 50%
Modificado: Klemme and Ulmishek AAPG Bull1991
Silurian
Upper Jurassic
Middle Cretaceous
Oligocene-Miocene
Others
Pennsylvanian-Lower Permian
Upper Devonian-Tournaisian
Principales ecosistemas y sus producciones de biomasa
Ecosistemas Terrestres
Ecosistemas Acuáticos
Pantanos y marismas
Selva tropical lluviosa
Bosque templado
Bosque de coníferas
Sabana
Tierra agrícola
Floresta y matorral
Pastizal templado
Tundra (ártica o alpina)
Matorral desértico
Desértico extremo
Estuarios
Lagos y lagunas
Plataforma continental
Mar abierto
Promedio de productividad primaria (kcal/m2/año)
Modificado: Thomson Higher Education 2007
Balance del material orgánico a través del tiempo (millones
de años) y temperaturas (70 a 180°C)
100 %
Roca
generadora
(SR)
Promedio
>1 wt %
TOC
Anóxico
12.5 %
Petróleo generado yexpulsado
1.1% Aceite
atrapado
0.10%
Yacimiento
de aceite
conocido0.05 %
Recuperación de 35%
Aceite
disperso
transportado
en capas
0.28%
Aceite y gas
perdido en
la superficie
0.82%
Aceite
Expulsado desde SR
1.1 %
Petróleo
residual
desde SR
0.2%
0.1 %petróleo residual
y pirobitumen
0.03 %
Gas perdido y
disperso 1.08%Hidrocarburos
no recuperables
10 %
• En México la principal roca generadora de aceite crudo es del
Jurásico Superior y su distribución se extiende a lo largo de la
planicie y en el Golfo de México, la producción de aceite crudo se
da principalmente en las cuencas de Tampico Misantla y Sureste.
Sin embargo también existen rocas generadoras del Cretácico
Medio en los estados de Coahuila, Veracruz y Chiapas.
• Mientras que la producción de gas natural se da en la cuencas
de Burgos, Veracruz y Macuspana en la primera se infiere que
las rocas generadoras son del Oligoceno-Mioceno. Mientras que
en las otras dos, también aportan producción de gas pero
asociado debido a un craqueo secundario de los aceites del
Jurásico Superior .
Tampico
Misantla
Veracruz
Sureste
Macuspana
Burgos
Deep Gulf of Mexico
Sabinas
Mexico
Unites States of America
Guatemala
Cuba
Belize
JUR
ÁSI
CO
SU
PER
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NIA
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CEN
O
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CEN
O.M
IOC
ENO
PLI
OC
ENO
-REC
IEN
TE
16
8
14
4
11
9
88
,5
36
,6
5,3
0
Modificado de: González
y Holguín 1991 ARPEL,
• La unidades litoestratigráficas más importantes en México son
del Tithoniano representados por las formaciones; La Casita.
Pimienta, Tepexilotla y Edzna; El Turoniano está representado
por las formaciones Eagle Ford, Agua Nueva y Maltrata, les
siguen en importancia unidades del Kimmeridgiano; Chipoco,
Taman, Tepexic, San Andrés y Akimpech, además el Oxfordiano;
Zuloaga, Santiago, La Gloria, Todos Santos y Ek-Balam.
Estado/
Edad
Turoniano
Sabinas(del Noroeste)
Tampico-
MisantlaVeracruz del Sureste
Tithoniano
Eagle Ford Agua Nueva Maltrata Km
La Casita Pimienta Tepexilotla Edzna
Serie/
Época
Cretácico
Medio
Jurásico
Superior
Cuenca
Caracterización de las rocas generadoras
• Cantidad de materia orgánica es obtenida a través del carbón orgánico total (TOC) contenido en una roca, el cual debe ser >1 wt. %y >1000 Ts.
• Calidad es obtenida por la determinación del tipo de kerógeno que contiene la materia orgánica y su capacidad de generar hidrocarburos movibles líquidos o gaseosos .
• Madurez Térmica es estimada mediante la reflectancia de la vitrinita, (> 0.5 y < 1.5 Ro%) de datos de análisis de pirolisis y de otros tantos parámetros de madurez.
• La medición del Carbón Orgánico Total (TOC por sus siglas en ingles) se
hace en laboratorio, ya sea con un aparato LECO® o con un Rock-
Eval®,en ambos se pulveriza la roca, se elimina el carbón mineral, de los
carbonatos y otros minerales, se mide el promedio la muestra homo-
geneizada. Aun así estos son datos puntuales.
Fuente: Espitalié et al., 1977 Rev. Inst. Fran. du Petrol.
• Para obtener la concentración de TOC en forma vertical se han utilizado
los registros geofísicos de pozos, dentro de los métodos usados destacan
el Δ log R *, o el Carbolog **.
• Cabe destacar que la variación también ocurre en forma lateral, por los
cambios de facies (sedimentarias y bio), de tal suerte que, los cambios
son espacio-temporal.
Estimación del TOC en Laboratorio y luego en campo
Cantidad
* Passey et al., 1990 AAPG Bull **Carpentier et al., 1989 Rev. Inst. Fran. du Petrol.
Tipos de materia orgánica contenida en las RGR
ad
io A
tóm
ico
H/C
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Radio Atómico O/C
Exinita
Esporas
Cutinita
Polen
Vitrinita
Inertinita
Huminita
Lignito Madera
Celulosa
Liptinita
Alginita
Micro-
organismos
Ceras
Tipo I
Tipo II
Tipo III
PIROLISIS ROCK-EVALLago
Mar
Pantano
Modificado de Van Kreveken 1961
Calidad
Tipos de materia orgánica contenida en las RG
Modificado: Horsfield 1989 Geoch. Cosmo. Acta
CROMATOGRAFÍA DE GASES
DE ALTA PRESIÓN (HPLC)
C1-C5 (%) n-C 15+ (%)
nC6-C14 (%)
100 60 20
20
40
60
80
80
60
20
0
0
80 40Deltaico
Lacustrino rico en S
Lacustrino
Terrestre
Marino anóxico
Marino restringido
Marino Rico en S
Calidad
IAT
Tmax
Isoprenoides
Terpanos
Esteranos
Naftenos
Benzothiofenos
Dibenzothiofenos
Carbazoles
Inmaduro Temprano
0.4 Ro%0.7 1.0 1.4 2.00.5
Cantidad
condensado/gas húmedoPico Tardío
-2
400
0.6
0
0
0
0
0.3
0.4
500 °C
0
1
5.5
7
6
1.4
0.7
+2
v
Ventana
de Aceite
Ventana de Gas
Modificado: Peter & Moldowan1998 The Biomarker Guide
Madurez
Estimación del TOC original, dependiente de grado de madurez
térmica para un kerógeno generador de aceite y otro de gas
TOC actual en la RG y el cálculo del TOC original
% generación de aceite (CHn)
Kerógeno Tipo II Original H/C =1,4 Producto = CHn
% T
OC
ori
gin
al
10
8
6
4
2
0
0 2 4 6 8
% generación de gas (CH4)
Kerógeno Tipo III Original H/C =1,8 Producto = CH4
% TOC presente
NB, Ignorando CO2, H2O perdidos10
8
6
4
2
00 2 4 6 8
% TOC presente
% T
OC
ori
gin
al
Modificado: Conrford 1998* En México se ha medido TOC de >20 % en RGi con K T II-S
Cantidady
Madurez
TOC del TITHONIANO
>2.0
1.0 -2.0
0.5- 1.0
< 0.5
La Casita
Pimienta
Tepexilotla
Edzna
Modificado: Guzman et al., IMP1998
TOC del TURONIANO
>2.0
1.0 -2.0
0.5- 1.0
< 0.5
? ?Eagle Ford
Agua Nueva
Maltrata
Modificado: Guzman et al., IMP1998
Potencial de generación actual de las rocas generadoras y el
TOC en el Jurásico Superior, Cuenca Tampico-Misantla, México y
en el Cretácico Medio en Texas.
Tomado de Jarvie 2016 AAPG/SEG Cancún
Pimienta
Eagle Ford
187241
323 344
621
840
1199
1276
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Toarcian,France
BarnettShale, USA
WolfcampShale, USA
VacaMuerta,
Argentina
Eagle FordShale, USA
U. Jurassic,Mexico
BazhenovShale, Russia
BakkenShale, USA
bo
e/a
cre
-ft
Modificado de Jarvie 2016 AAPG/EGP Cancún
Pimienta
Eagle Ford
Potencial de Generación Total de Petróleo para diversas
rocas generadoras asociados con el potencial petrolero de
una lutita con 1% Ro
Hidrocarburos
no recuperables
en forma
convencional
10 %
Perdida por
exponerse a
la oxidación
2.4 %
Inmaduros
no hay
generación
2.0%
Sobre-maduros
ya se agotó
su potencial
2.0%
Dentro de la
Ventana de
Aceite 1.8%
Dentro de la
Ventana de
Gas 1.8%
Recuperación de 12 %Recuperación de 7 % 0.13 % 0.18 %
Roca Generadora
Shale GasOil Shale
Intemperismo y erosión
1. Tan solo las rocas generadoras del Jurásico Superior y del Cretácico
Medio de México, tienen una extensión de área mínima de 150 mil km2.
Equivalente al territorio del Estado de Coahuila. Siendo el Jurásico
siempre mejor y mayor.
2. El espesor promedio de las unidades geológicas es de 150 m y dentro
de estas un espesor neto potencialmente generador es de tan solo 50
m, con TOC >2 % wt.
3. El 50 % de esas rocas ya no pude producir, ya sea, porque son
inmaduras, o están sobre-maduras, o bien, porque ya se oxidó la
materia orgánica (kerógeno).
4. Se considera una recuperación de aceite de tan sólo de 7% y la de gas
del 12 %.
Escenario más pesimista
𝑆𝑃𝐼 =100 5 + 200 2,6
1000
1. El potencial petrolero remanente de las rocas del Tithoniano y
Turoniano es de más de 100 mmbpce, de recursos prospectivos, ya
sea en campos pequeños convencionales o posibles reservas no
convencionales. Suficiente para mantener el mismo ritmo de
producción (3 millones de B/d) de México en los próximos 40 años.
2. De ahí que las grandes corporaciones (transnacionales y
nacionales) estén tan interesadas en las nuevas rondas de la
“Reforma Energética”.
3. Si la explotación es inminente, por lo menos que la producción de
tales reservas convencionales y no convencionales tenga un
enfoque de sustentabilidad, con responsabilidad, racionalidad y sin
dañar mucho al medio ambiente.
Conclusiones