ESTUDIO GEOLOGICO ECONOMICO DEL Narciso Paz Rivera (**)

E S T U D I O GEOLOGICO ECONOMICO D E L CAMPO P E T R O L E R O D E ARROYO BLANCO,

EDO. D E V E R A C R U Z ( • )

Narciso Paz Rivera (**)

R E S U M E N '

E l c a m p o p e t r o l e i - o d e A r r o y o B l a n c o , r e c i e n t e m e n t e d e s c u b i e r t o ( 1 9 5 2 ) s e e n c u e n t r a , g e o l ó g i c a m e n t e h a b l a n d o , d e n t r o d e l a C u e n c a S a l i n a d e l I s t m o , e n l a p o i x i o n s u r e s t e d e l E d o . d e V e r a c r u z . Q u e d a s i t v i a d o a u n o s 2 6 k m . a l s u r e s t e d e C o a t z a c o a l c o s , V e r .

S u p r o d u c c i ó n a c t u a l p r o v i e n e d e c u e r p o s d e a r e n a b i e n d e s a r r o l l a d o s q u e p e r t e n e c e n a l a f o r m a c i ó n E n c a n t o , d e l M i o c e n o .

L a s c o n d i c i o n e s e s t r u c t u r a l e s q u e r i g e n l a p i - o d u ' c c i ó n e n e l á r e a d e A r r o y o B l a n c o s o n b a s t a n t e c o m p l e j a s ; l a e s t r u c t u r a q u e d a l u g a r a l c a m p o e s t á a s o c i a d a c o n u n l e v a n t a m i e n t o d e o r i g e n s a l i n o c u j ' a c u l m i n a c i ó n y a c e a u n o s 2 k m . a l s u r d e l c a m p o .

E n e l p r e s e n t e t r a b a j o s e a n a l i z a n e s t a s c o n d i c i o n e s , s e h a c e r e f e r e n c i a a l a s e x p l o r a c i o n e s q u e p r e c e d i e r o n a l d e s c u b r i m i e n t o d e l c a m p o y s e p r e s e n t a e l c á l c u l o d e l a s r e s e r v a s d e a c e i t e d e l a a r e n a q u e s e e s t á e x p l o t a n d o e n l a a c t u a l i d a d , a u n q u e s e s a b e q u e e x i s t e n o t r o s c u e r p o s a r e n o s o s s u s c e p t i b l e s d e s e r p r o d u c t o r e s d e h i d r o c a r b u r o s . ^

I N T R O D U C C I Ó N

El campo de Arroyo Blanco, que se encuentra dentro de la estructura compleja de Acalapa, comúrimente llamada domo de Acalapa. en el que existen problemas, geológicos sumamente difíciles de tratar careciendo de una vasta experiencia obliga al suscrito a describir, en forma general, las relaciones estratigráficas, tectónicas y estructurales que aquel campo tiene con el resto de la es-

( * ) O r i g i n a l r e c i b i d o e l 5 d e d i c i e m b r e d e 1 9 5 3 .

(**) G e o l o g o . D e p t o . G e o l o g í a d e S u b s u e l o ; S u p e r i n t e n d e n c i a d e E x p l o r a c i ó n P e m e x , Z o n a S u r .

M E X I C A N A DE GEÓLOGOS PETROLEROS 5 7

N A R C I S O PAZ, RIVEDRÀ

tructura limitándose a mencionar en forma más detallada aquellas que por sus condiciones geológicas establecen una relación estrecha con ese campo e influyen grandemente tanto en sus posibilidades petrolíferas como en su comportamiento desde el punto de vista geológico.

E l área que nos ocupa, no obstante haber sido intensamente explorada tanto por geología superficial y de subsuelo, como por métodos geofísicos, ofrece aiin un s innúmero de aspectos no aclarados satisfactoriamente, y en cada nueva exploración, en cada pozo que se perfora, se recaban datos sumamente valiosos para el mejor conocimiento geológico de la región, ocupando la geología del subsuelo un primerísimo lugar en ese aspecto.

G E N E R A L I O A D E S

UOCALIZ. ACIÓN

E l campo de Arroyo Blanco se encuentra en el municipio de Coatzacoalcos, al sureste del estado de Veracruz , dentro de la Cuenca Sal ina del Is tmo de Tehuantepec en terrenos de la concesión Camou y a 7980 mts. al N 1 3 ° E del ki lómetro 4 0 del Ferrocarri l del Sureste.

Geográficamente queda localizado entre los meridianos 94° 15 ' W y 9 4 ° 16 ' W , leferidos al meridiano de Greenwhich, y entre los paralelos 17° 5 9 ' y 18° 0 0 ' latitud norte. ( V e r el Plano de Local izac ión) .

F I S I O G R A F Í A

Topografia.—Puede decirse que es moderadamente abrupta y derivada de una intensa actividad tectónica. Los cerros y lomeríos que existen en el campo de Arroyo Blanco no exceden a los 40 mis., de elevación sobre su base; están cubiertos por una exuberante vegetación de tipo tropical y se suceden unos a otros sin orientación definida, separados por pequefios cañones. Toda el área se encuentra fisiográficamente en im período de rejuvenecimiento.

58 B O L E T Í N D E LA A S O C I A C I Ó N

PLANO DE L O C A L I Z A C I Ó N

GEOLOGÍA DEL C A M P O DE ARROYO B L A N C O , V E R .

La topografía de las áreas circundantes es similar a la que arriba se describe, y se le considera del mismo origen.

Hidrografía.—El drenaje en ésta pequeña área forma parte del drenaje radial del domo de Acalapa. y está representado principalmente por el arroyo Blanco, del que toma su nombre el campo, así como por pequeños afluentes sin nombre, y por otras corrientes secundarias, tres de las cuales son afluentes del primero y otra más que es afluente del arroyo Pesquero. Todos estos arroyos corren con pendiente moderada con rumbo JSTW-SE para morir en una zona baja y pantanosa, habiendo efectuado un recorrido aproximado de 2 kilómetros. El afluente del arroyo Pesquero tiene un cauce más largo, es decir de unos 4 kilómetros antes de su confluencia con éste.

El drenaje en tiempo de lluvias forma una red más vasta de corrientes intermitentes que desaparecen en tiempo de secas.

Vías de comunicación.—^Existen únicamente carreteras y caminos que Petróleos Mexicanos ha construido con objeto de desarrollar convenientemente los distintos trabajos que efectúa en ese campo. La carretera que da acceso al campo se une a la que va de Nanchital al campo petrolero de El Plan.

MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 5 9

N A R C I S O PAZ, R I V E R A

E X P L O R A C I O N E S P R E V I A S

Dentro del área que cubre el domo de Aca lapa , se han llevado a cabo trabajos de exploración por métodos geológicos superficiales y del subsuelo, así como geofísicos por medio de la sismología y la gravimetr ía .

Fué necesario, para obtener concliosiones de orden práctico, relacionar en su forma más adecuada todos los datos obtenidos de las exploraciones geológicas y geofísicas. Den t ro de éstas úl t imas. Petróleos Mexicanos ha efectuado trabajos de exploración sismológica por el método de refracción, los que dieron por resixltado un conocimiento más aproximado del compor tamiento de la masa salina.

Sismología. El perfil hipotético de l a sal que aparece en la sección No. 1, ha sido construido con datos del t rabajo efectuado el año 1947 por el método sismológico de refracción modificando la forma de la masa sal ina principal , cuya c ima, de acuerdo con ese trabajo, se extendía más hacia el norte, como puede verse en el plano 1-A trazado con curvas de nivel sobre la superficie de la sal, y que de tener esa amplitud hubiera sido encontrada en el pozo Arroyo Pesquero No. 1. perforado en el año 1 9 5 1 , el cual alcanzó una profmididad total de 1343 metros. Además se ha agregado en esa sección No. 1. un levantamiento salino secundario que yace en el subsuelo a una profundidad que sobrepasa los 1500 mts. Dicha miisa salina secundaria fué alcanzada por la barrena en el pozo Aj-royo Blanco No. 4 , a los 1527 mts. de profundidad (bajo la mesa ro ta tor ia ) , y es posible que el no haber sido detectada por sismología se debe pr incipalmente a que abajo de los 1500 mts., los horizontes de refracción no siempre se reproducen f ielmente. Este levantamiento salino secundario expl icar ía en par te el comportamiento estructural del campo de Arroyo Blanco , como se л'̂ е-rá más adelante.

E n la sección sismológica que se acaba de menc iona r se observaron en las distintas zonas de esa área, las siguientes velocidades de propagación, expresadas en metros por segundo:

6 0 B O L E T Í N D E LA A S O C I A C I Ó N

CUICHAPA CUICHAPA |-. 14 25

H I V E L D E L M A R ® ®

SW

^- 2 K I L Ó M E T R O S

- S Í M B O L O S :

• PRODUCTIVO (í) MANIFESTACIONES DE ACEITE 0 SECO P.S.= PARAJE SOLÒ F= FILISOLA C.S. = CONCEPCION SUPERIOR C I. = CONCEPCIÓN INFERIOR E = ENCANTO f = FALLA O = OLIGOCENO

N A R C i S O PAZ R I V E R A

DE CUICHAPA A ARROYO BLANCO K - B O O M E T H O S ^

SECCIÓN N O . 1

X

CAMPO

0 I /

y ^ R f O Y O ' B L A N C O

/

ARROYO P E S O U E R O y

X \ • V.

' X C E R R O ^ / / / -M\-\0 / S

CERRO X O T E A P S

f-7,

1 / ' 5 y X

-rp\f.-6 «

" / f - 5 \

\ C A M P O / A C A L A P A

Í ' - " f ' ' " y \

V/

1 6 - - J

/CAMPO CUICHAPA x^,5 C '̂ A M ^ . 0 u_

N A R C I S O PAZ RIVERA

PLANO GEOLOGICO ILUSTRATIVOÌ

2 KI LO M E T R O S -

PLANO NO. 1

GEOLOGÌA DEL CAIVTPO DE ARROYO B L A N C O , V E R ,


A . 1900 mts/seg.

B . — 2 4 0 0 - 2 4 5 0 mts/seg-

C . — 2 8 5 0 - 3 0 5 0 mts/seg.

D.—3200-3550 mts/seg.

E . — 4 8 0 0 mts / seg.

L a zona " E " en que se registraron velocidades del orden de 4800 mts/seg.. debe corresponder a la culminación de la masa salina principal cuya proyección horizontal coincide en la superficie con el cerro Agata y sus alrededores (plano 1-A),

Gravimetría.—^Los trabajos gravimétricos que se efectuaron en esta área aportaron datos suficientemente precisos para una finalidad práctica desde el punto de vista petrolero. Esto se debe principalmente a que el trabajo gravimetrico se efectuó con aparatos que no dan los resultados que hoy se pueden obtener con los gravímetros y la técnica modernas.

Geología superficial.—La geología superficial se ha venido desaiTollando en el área de Acalapa desde el afio de 1909 tanto por medio de trabajos de reconocimiento general como de detalle, por lo que se ha podido comprobar, después de medir una gran cantidad de echados, y efectuar otras muchas observaciones directas, la axistencia de una estructura dómíca. de forma burdamente triangular, con su vértice agudo apuntando al stiroeste y cuyo eje sigue L m rmnbo aproximado S W - N E . Sus flancos norte y sur están bien definidos; en éste último se han desarrollado satisfactoriamente los campos petroleros de Cuichapa y Acalapa (plano No. 1 ) .

Toda esta zona del domo de Acalapa se encuentra intensamente afallada como resultado de los empujes de la masa salina, formando un sistema complicado de fallas, como puede verse en el plano No. 1.

ISÌAKcrso P A Z R I V E R A

L a línea de sección ( l ínea de sección No. 1 P l ano No. 1 ) que con un rumbo hacia el NE. ar ranca del pozo Cuichapa No. 14 , pasando además en su trayecto por los pozos Acalapa 1 7 y 3, Arroyo Pesquero No. 1 y Arroyo Blanco 7 y 1 cruza en los primeros 2 6 0 0 mts. por un pr imer sistema de fallas que conservan un rumbo S W - N E (falas 1 a 6 del plano No. 1 ) y posteriormente por un segundo sistema de fallas (fallas 7 a 14 del mismo plano No. 1) cuyas trazas en la superficie t ienen un rumbo generalmente orientado de N W a S E . Este segundo grupo de fallas, por svi comportamiento y características, puede clasificarse como un sistema de fallas normales escalonadas.

Los trabajos de detalle efectuados por el método de geología superficial han podido comprobar además, la existencia de una zona estructuralmente baja, zona cuyos sedimentos, a pesar de descansar sobre la culminación del levantamiento salino principal, son estructuralmente bajos en relación con los depósitos de los flancos y forman una fosa estructural o "g raben" (sección No. 1.)

Este fenómeno no se observa únicamente en el domo de Acalapa, sino que es común en muchos otros levantamientos salinos. E l origen de dicho fenómeno parece ser puramente tectónico. Se sabe que una masa salina al intrusionar y plegar los depósitos suprayacentes, les t ransmite esfuerzos verticales, los que a su vez originan esfuerzos de tensión sobre la zona axia l del plegamiento. U n a vez que dejan de actuar los esfuerzos verticales sobreviene un reacomodo de los sedimentos situados en la zona crostai del plegamiento, originando fallas que buzan hacia el centro del domo con pendientes que varían entre los 4 5 ° y los 6 5 ° . (* )

Fal las de este tipo son las que en la c ima del domo de Acalapa definen el "graben" o fosa estructural a que hemos hecho mención.

Puesto que las formaciones en la c ima del domo de Acalapa están estructuralmenle bajas y fuertemente dislocadas por fallas, no se ha considerada atractiva esa zona para perforar en busca de hidrocarburos. Sobre el área que cubre la estructura de Acalapa afloran pr incipalmente lutitas. areniscas y arenas correspondien-

( , * ) P r i n c i p i e s o f P e t r o l e u m G e o l o g y . W i l l i a m L . R u s s e l l .




tes a sedimentos del Mioceno Medio (Paraje Solo y Filisola), depósitos cu3^o origen y caracteres son bien conocidos, y si bien no puede decirse que la estructura dómica de Acalapa se refleje en la superficie por la formación Paraje Solo, es esta la formación aflorante que cubre gran parte del área, y se encuentra expuesta en la zona de Arroj^o Blanco.

Las zonas marcadas en la sección No. 1 con las iniciales Cgl. A. corresponden a las áreas en que está expuesto en la superficie el llamado conglomerado (? ) de Acalapa, constituyendo una formación de poco espesor. Dicho conglomerado (? ) representa, por lo que se refiere a su origen y edad, uno de los problemas más difíciles de resolver dentro del área. Se presenta en el cerro de Acalapa —y en otras prominencias— formado por material clástico, dentro del que se aprecia una mezcla de rocas de origen sedimentario con rocas de origen ígneo. Descansa generalmente esta formación sobre sedimentos de la formación Paraje Solo.

Para tratar de explicar el origen deh conglomerado (?) de Acalapa, se han expuesto multitud de razonamientos, de los que se desprenden dos distintas teorías:

A).—^La primera de ellas le atribuye un origen local, netamente volcánico, y la clasifica como una acumulación piroclástica haciendo resaltar las siguientes observaciones:

1.—Carece de una estatificación definida.

2.—Parte de sus clásticos (los de mayor tamaño) alcanzan hasta 80 cms.. o más de diámetro, algunos con un peso de más de media tonelada; los hay de origen efusivo constituidos por roca ígnea generalmente básica, de color obscuro o casi negro. Su textura es finamente porosa y afe nítica. derivada de un enfriamiento rápido. Se clasificáis por su composición y textura como basaltos.

Se encuentran además en esa formación, clásticos de roca ígnea de tipo intrusivo, de color gris claro o gris obscuro, generalmente dé estructura porfirítica. las que se clasifican por sus ca-

N A R C I S O P A Z R I V E R A

r a c t e r e s pe t rog rá f i cos d e n t r o de t r es g rupos p r i n c i p a l e s : s i en i t a s , g r a n o d i o r i t a s y c u a r z o d i o r i t a s .

L o s c a n t o s de roca s e d i m e n t a r i a q u e a p a r e c e n m e z c l a d o s con los a n t e s descr i tos c o n s i s t e n de f r a g m e n t o s s u b a r r e d o n d a d o s de lut i t a , a r e n i s c a y a r c i l l a d e n t r o de las q u e se a p r e c i a n p e q u e ñ o s y escasos f r a g m e n t o s de m a c r o f ó s i l e s ( m o l u s c o s ) .

B ) . L a s e g u n d a t eo r í a se l i m i t a a a c e p t a r q u e el c o n g l o m e r a d o ( ? ) de A c a l a p a es p roduc to de a c a r r e o y q u e l as r o c a s ígneas q u e e n él s e e n c u e n t r a n p r o v i e n e n de u n a m a s a c e r c a n a , a u n q u e n o e spec i f i c a n i l a l o c a l i z a c i ó n de esa m a s a n i los a g e n t e s eros ivos q u e a c t u a r o n p a r a t r a n s p o r t a r de u n a á r e a desde l u e g o n o ce r c a n a — m a t e r i a l de t a l peso y d i m e n s i o n e s e n sus c l á s t i cos .

L a p r i m e r a h ipó tes i s m u e s t r a m e j o r e s a r g u m e n t o s , y de se r c o r r e c t a se debe a c e p t a r :

l o . — Q u e e l m a t e r i a l í gneo fué depos i t ado " i n s i t u " .

2 o . — Q u e h u b o u n a é p o c a de v u l c a n i s m o m o d e r a d o den t ro del á r e a de l a e s t r u c t u r a de A c a l a p a .

E l p roce so o p rocesos geo lógicos q u e d e b i e r o n e f e c t u a r s e pa r a da r o r igen a l c o n g l o m e r a d o ( ? ) de A c a l a p a f u e r o n desde luego c o m p l i c a d o s .

E l D r . " W . R u e g g e n su i n f o r m e geo lóg ico , r e n d i d o e l 3 0 de n o v i e m b r e de 1 9 3 3 a la c o m p a ñ í a de p e t r ó l e o " E l Á g u i l a " , op ina q u e e l o r i g e n del c o n g l o m e r a d o ( ? ) de A c a l a p a es n e t a m e n t e ígneo . E l D r . H . J . T s c h o p p ( a b r i l de 1 9 2 4 ) es de o p i n i ó n a l i gua l q u e a l g u n o s o t ros i n v e s t i g a d o r e s — q u e e sa f o r m a c i ó n es de o r i gen s e d i m e n t a r i o .

Geología del subsuelo. E n 1 9 5 1 , P e t r ó l e o s M e x i c a n o s dec i d ió p r o b a r e l f l a n c o n o r t e del d o m o de A c a l a p a , p a r a l o c u a l perforó e l pozo A r r o y o P e s q u e r o N o . 1, l o c a l i z a d o a l S 3 2 ° 3 0 ' W v a 1 7 8 0 mt s . , del pozo A r r o y o B l a n c o N o . 1, b u s c a n d o la pos ib i l i dad de q u e d i cho f l a n c o se e n c o n t r a r a m e n o s a f a l l a d o . T o m a n d o e n c u e n t a l as m a n i f e s t a c i o n e s de h i d r o c a r b u r o s d e n t r o de las for-

6 4 • B O L E T Í N D E LA A S O C I A C I Ó N



maciones del Mioceno inferior (Concepción Inferior y Encanto) encontradas en el pozo Arroyo Blanco No. 1 , perforado en 1 9 3 5 , y la posición de los estratos, se supuso que estas formaciones subían estructuralmente hacia el suroeste, para encontrarse ya sobre el domo salino de Acalapa en posición estructural atractiva, similar a la que guardan en los pozos de Cuichapa (Sección No. 1 ) . Se esperaba obtener en la perforación del pozo Arj^^yo Pesquero No. 1 . la siguiente columna geológica:

Paraje Solo aflorando. Cima Filisola 1 5 0 mts. Cima Concepción Superior . . . . 4 5 0 mts. Cima Concepción Inferior 6 3 0 mts. Cima Encanto 8 7 0 mts.

Sin embargo, el pozo Arroyo Pesquero No. 1 no atravesó estas formaciones ni en la posición estructural favorable que se había supuesto ni en secuencia estratigráfica normal, ya que del estudio cuidadoso tanto litològico como paleontológico de las muestras de núcleo y canal colectadas en este pozo, se obtuvo la columna geológica que a continuación se expresa y que fué determinada por el que esto escribe:

C O L U M N A GEOLOGICA D E L POZO ARROYO PESQUERO No. 1

Paraje Solo aflora Clima Filisola 9 0 0 mts. * Concepción Superior ausente Concepción Inferior ausente Encanto Superior a'isente Encanto Inferior 1 2 2 5 mts. Cima Oligoceno (Depósito) . . . 1 2 6 0 mts.

Se había perforado pues, dentro de vui bloque hundido a causa de fallas normales ocasionadas principalmente por fuerzas de tensión transmitidas por la masa salina en su empuje ascendente.

( * ) P r o f u n d i d a d e s S u b r o t a r i a s .


U n a de estas fallas (Fa l l a N*? 11 de la sección N*? 1 ) se identifica hasta la evidencia observando la co lumna geológica anormal que acabamos de mencionar y en la que resaltan los siguientes aspectos:

a ) E l espesor tan grande de Para je Solo ( 9 0 0 mts . ) -

m b) L a ausencia de las formaciones Concepción superior e in

ferior y la Encanto inferior. c ) ELI contacto anormal entre las formaciones Fil isola y En

canto.

Además, en el examen micropaleontológico del t ramo 1 2 2 5 -1 2 6 0 mts., se encontraron foraminíferos de la formación Ej:ican-to inferior, tales como: Cibicides Monxliila (Brady . P a r k e r and J o n e s ) . Verneulina bradyi Cushman, etc. lo que confirmó la ausencia de Encan to superior.

D e todos estos datos, y con objeto de f i jar lo más aproximadamente posible la posición de la falla N" 11 (sección N" 1 ) , pudo inferirse lo siguiente:

Que el contacto anormal Filisola-Elncanto coincide con el plano de la falla, y que ésta por tener un salto de falla aproximado de 7 0 0 mts., y estar en las cercanías de la sal debería buzar hacia el norte siguiendo una trayectoria burdamente paralela al flanco salino, por lo que quedó fijada en esa posición (sección N" 1 ) . El pozo Arroyo Pesquero N" 1 perforó en el alto de esta falla sedimentos de las formaciones Para je Solo y Fil isola y en el bajo de ella, estratos de la formación Encan to inferior y del Oligoceno superior (Sección N" 1 ) .

Las fallas 1 2 , 1 3 y 1 4 . si bien sólo han sido observadas en la superficie, explican тил^ eficazmente las condiciones estructurales que prevalecen dentro del área comprendida entre los pozos Arroyo Pesquero N" 1 y Arroyo Blanco N" 1. Por su posición y comportamiento se clasifican como normales escalonadas; l imi tan tres


GEOLOGÌA DEL C A M P O DE ARROYO B L A N C O , V E R ,


b l o q u e s que van siendo estratigráficamente más altos hacia el nort e . La falla 12. a l mismo tiempo forma con la 11 el bloque hund i d o a que h e m o s hecho mención y q u e j D u e d e clasificarse como un "graben" (sección N" 1 ) ,

El bloque más alto seria desde luego aquel en que se encuentra el pozo Arroyo blanco N° 1, dato este sinnamente valioso para suponer que ese bloque estaba en muy buena posición estratigráfica y estructural para almacenar hidrocarburos que en su movimiento ascendente hubieran s i d o detenidos en una trampa de tipo estructural cuyo sello sería desde luego ,producto de una o más fallas.

Este razonamiento ha quedado ampliamente comprobado —como se verá más adelante— por las perforaciones llevadas a cabo posteriormente.

Relacionando los datos de las diversas exploraciones que acab a m o s de mencionar para el d o m o de A c a p a l a , puede inferirse que en ese estructura dómica las posibilidades petrolíferas decrecen al aproximarse a la zona crostai y estructuralmente baja. Con este criterio hemos trazado una línea hipotética marcada con " X " en el plano 1-A y que separa a "grosso modo" dos zonas en la estructura:

a) La comprendida en la parte crestal y sin probabilidades petrolíferas.

b ; La situada en los flancos en la zona que se han desarrollado satisfactoriamente los campos petroleros de Arroyo Blanco, Cuichapa y Sur de Acalapa. Los pozos situados al norte del campo de Acalapa resultaron secos y quedan dentro de la primera zona. Dicha línea hipotética " X " del plano 1-A debe continuar a través de los flan-cor oriental y occidental de la estructura de Acalapa conservando cierto paralelismo con el contorno de la masa salina, y es probable que atraviese un sistema de fallas tangenciales o periféricas, fallas que han venido fun-

NARCISO P A Z RIVERA

Una de estas fallas (Falla № 1 1 de la sección N*? 1 ) se identifica hasta la evidencia observando la columna geológica anormal que acabamos de mencionar y en la que resaltan los siguientes aspectos:

a) El espesor tan grande de Paraje Solo (900 mts . ) .

b) La ausencia de las formaciones Concepción superior e inferior y la Encanto inferior.

c) El contacto anormal entre las formaciones Filisola y Encanto.

Además, en el examen micropaleontológico del tramo 1225-1260 mts., se encontraron foraminíferos de la formación Encanto inferior, tales como: Cibicides Aíoizdula (Brady, Parker and Jones) . Verneulina bradyi Cushman, etc. lo que confirmó la ausencia de Encanto superior.

E>e todos estos datos, y con objeto de fijar lo más aproximadamente posible la posición de la falla N" 11 (sección N" 1 ) , pudo inferirse lo siguiente:

Que el contacto anormal Filisola-Encanto coincide con el plano de la falla, y que ésta por tener un salto de falla aproximado de 7 0 0 mts., y estar en las cercanías de la sal debería buzar hacia el norte siguiendo una trayectoria burdamente paralela al flanco salino, por lo que quedó fijada en esa posición (sección N" 1 ) . El pozo Arroyo Pesquero N" 1 perforó en el alto de esta falla sedimentos de las formaciones Paraje Solo y Filisola y en el bajo de ella, estratos de la formación Elncanto inferior y del Oligoceno superior (Sección N" 1 ) .

Las fallas 1 2 , 1 3 y 1 4 . si bien sólo han sido observadas en la superficie, explican muj'- eficazmente las condiciones estructm-ales que prevalecen dentro del área comprendida entre los pozos Arroyo Pesquero № 1 y Arroyo Blanco N" 1 . Por su posición y comportamiento se clasifican como normales escalonadas; limitan tres

6 6 B O L E T Í N DE LA ASOCIACIÓN

GEOLOGÌA D E L CAIVTPO DE ARROYO B L A N C O , V E R ,

MEXIC.ANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 6 7

bloques que van siendo estratigráficamente más altos hacia el norte. La falla 12. al mismo tiempo forma con la 11 el bloque hundido a que hemos hecho mención y que puede clasificarse como un "graben" (sección N" 1 ) ,

E l bloque más alto seria desde luego aquel en que se encuentra el pozo A r r o y o blanco N" 1, dato este sumamente valioso para suponer que ese bloque estaba en muy buena posición estratigráfica y estructural para almacenar hidrocarburos que en su movimiento ascendente hubieran s i d o detenidos en una trampa de tipo estructural cuyo sello sería desde luego ,producto de una o más fallas.

Este razonamiento ha quedado ampliamente comprobado —como se verá más adelante— por las perforaciones llevadas a cabo posteriormente.

Relacionando los datos de las diversas exploraciones que acabamos de mencionar para el domo de A c a p a l a , puede inferirse que en ese estructura dómica las posibilidades petrolíferas decrec e n al aproximarse a la z o n a crestal y estructuralmente baja. Con este criterio hemos trazado una línea hipotética marcada con " X " en el p l a n o 1-A y que separa a "grosso modo" dos zonas en la estructura;

a ) La comprendida en la parte crestal y sin probabilidades petrolíferas,

b) La situada e n los flancos en la zona que se han desarrollado satisfactoriamente los campos petroleros de Arroyo Blanco, Cuichapa y Sur de Acalapa. Los pozos situados al norte del campo de Acalapa resultaron secos y quedan dentro de la primera zona. Dicha línea hipotética " X " del plano 1-A debe continuar a través de los flan-cor oriental 3̂ occidental de la estructura de Acalapa conservando cierto paralelismo con el contorno de la masa salina, 3' es probable que atraviese un sistema de fallas tangenciales o periféricas, fallas que han venido fun-


6 8 B O L E X Í N D E L A A S O C I A C I Ó N

clonando como sellos. Bajo estas consideraciones cabe suponer que los hidrocarburos fluidos, en su migrac ión lenta hacia las zonas es t ruc tura lmente al tas , a t ravés de estratos pei-meables no rebasaron los f lancos y encont raron sellos ó t rampas estructurales preexis tentes , es decir , que la acumulac ión de hidrocarburos fué posterior a una intensa actividad tectónica que tuvo efecto p robab lemente a fines del M i o c e n o Super ior .

C^PO A R R O Y O B L A N C O

10 2-A • 7 • ,

X — X

S Í M B O L O S

PRODUCTIVO

•SECO

0 1 4 -X

X-CAMPO DE A C A L A P A

, 1 8 , 1 9 o C A M P O DE CUICHAPA

12 O 5

21 .23

O , 1 6

3 M

•zo ,a

P L A N O NO. 1-A


PERFIL SISMOLOGICO DE LA SAL

h - 1 K I L Ó M E T R O -

GEOLOGÌA D E L C A M P O DE AIUIOYO B L A N C O , V E R .

GEOLOGIA E N E L CAMPO D E ARROYO BLANCO.

A la lecha de concluir este trabajo se habían perforado un total de ocho pozos en este campo: tales son los pozos Arroyo Blanco Núms. 1, 2-A, 3, 4 , 7, 8 , 9 y 10. Excepción hecha del pozo N" 1 que perforó la Compañía de Petróleo " E l Águila", en el año 1935 (y que resultó improductivo), todos los demás pozos han sido localizados y perforados con éxito por personal de Petróleos Mexicanos.

EU primer pozo que perforó nuestra empresa en aquel campo fué el Arroyo Blanco 2-A, en el año de 1952, localizado 262 mts. al S 2 0 ° 5 7 " W del pozo Arroyo Blanco N" 1, y el cual alcanzó una profundidad total de 1300 mts., obteniendo producción de aceite en arenas del Encanto, a 37 m. abajo de la cima de esta formación. Dichas arenas mostraron un espesor de 10.5 m, en aquel pozo.

Se comprobó, pues, la existencia de un yacimiento petrolífero situado, como se había supuesto, en un bloque más alto estructuralmente, y de potencialidad comercial desconocida. Se procedió entonces a desarrollarlo en la forma más conveniente, agrupando las perforaciones sucesivas con un espaciamiento que varía entre los 190 y los 260 mts.

E S T R A T I G R A F Í A .

Los sedimentos que suprayacen a la masa salina en este campo quedan restringidos al Mioceno y Oligoceno, de acuerdo con la siguiente columna estratigráfica.

M E X I C A N A DE GEÓLOGOS PETROLEROS 69

N A K C I S O F A Z R I V E K A

C O L U M N A E S T R A T I G R Á F I C A ,

Para je Solo-Medio . . , Fil isola

M I O C E N O . . . Concepción Supexaor

T E R C I A R I O ó Inferior . . . Concepción Inferior: CENOZOICO. Encanto

O L I G O C E N O . . . Superior. Depósito.

Dentro del campo Arroyo Blanco los depósitos posteriores al Paraje Solo se encuentran omitidos a causa de la acción erosiva dentro de un alto estructural. La erosión obró intensamente en este bloque hasta devastar los estratos que debieron ocupar vm nivel alto tanto desde el punto de vista estrticfural como topográfico a causa del hundimiento de los bloques a que ya se ha hecho mención en el capítulo de Exploraciones Previas, al referirnos a la tectónica entre el pozo Arroyo Pesquero N" 1 y Arroyo Blanco N" 1.

F O R M A C I Ó N S A L I N A .

Su carácter intrusivo interrumpe la secuencia estratigráfica en este campo al igual que en otros en que se presenta, ya que su edad no puede deducirse de los sedimentos supraj^acentes a ella, puesto que carece por completo de evidencias paleontológicas. Se han emitido sin embargo, opiniones que suponen para la Formación Salina, una edad restringida al Triásico-Jurásico, de acuerdo con observaciones y estudios detallados.

Dentro de la Formación Salina se pierden prácticamente las probabilidades de alcanzar alguna acumulación petrolífera.



O L I G O C E N O

Formación Depósito.—Es una formación que se clasifica atendiendo los caracteres litológicos y faunisticos como de mares profundos. Los cuerpos arenosos que se encuentran dentro de ella son escasos y de poco espesor (menos de 5mts.) . formados por arenas de grano fino a medio, angular y sub-angular. casi siempre arcillosas y de color gris y gris claro.

Lutitas.—Predominan sobre las arenas en cuanto a espesor y persistencia, son de color verde obscuro o verde azuloso. compactas, intensamente calcáreas, muy fosilíferas. en ocasiones laminadas o físiles.

E l espesor del Oligoceno-Depósito medido en este campo resultó ser de 55 mts. (pozo Arroyo Blanco ó" 4 ) . Yace esta formación sobre la masa salina.

Al finalizar el Oligoceno-Depósito debe haberse iniciado un movimiento marino regresivo; a consecuencia de dicho movimiento el Mioceno inferior corresponde a depósitos de mares menos profundos.

MIOCENO.

Formación Encanto.—Es la formación que presenta más atractivo desde el punto de vista petrolero. En ella se encuentran cerca de su cima las arenas productoras del campo, cuyo espesor alcanza hasta catorce metros como se verá más adelante.

Presenta esta formación en su parte superior una zona arenosa que alcanza aproximadamente 50 mts. Dentro de ésta zona se encuentran las arenas productoras.

La zona que continúa hacia abajo está constituida por una alternancia más o menos uniforme de arenas y lutitas, características de sedimentos depositados en mares oscilantes, con cortos movimientos regresivos y transgresivos. Las arenas se presentan en



Formación Concepción inferior.— Su espesor fluctúa entre los 210 y los 250 mts.; tiene su cima bien definida por varias especies de Marginulinas. Su microfauna, representada por especies foraminíferas contrasta claramente con la formación superior (Concepción superior), no tan solo en diferencias genéricas y especificas, sino también por su abundancia, considerando que el Concepción superior contiene una fauna sumamente escasa, como se verá al describir esta formación.

La naturaleza de. sus sedimentos corresponden a depósitos de mares someros, y la estrecha semejanza que esta formación guarde con el Concepción superior desde el punto de vista litològico, no amerita una descripción por separado, aunque es pertinente hacer notar la presencia de dos cuerpos arenosos con impregnación de hidrocarburos, que se observaron claramente dentro del Concepción inferior, en algunos pozos, según se verá más adelante.


este tramo generalmente invadidas de agua salada y son en su gran mayoría de grano fino a medio, angnlar o sub-angular, disminuyendo el tamaño de su grano hacia la base de esta formación, en la que se presentan arenas de grano fino y regular o bien clasificadas, de color gris o gris claro.

Los desarrollos arenosos que forman tienen como espesor máximo 15 mts.

Lutitas.—Son generalmente suaves en la parte superior, de color verde olivo y verde azuloso. francamente calcáreas, plásticas al humedecerse, arenosas de grano fino, forman estratos hasta de 20 m. de espesor. En la parte inferior del Encanto se presentan compactas y reaccionan intensamente con el HCl diluido. Son muy fosilíferas en toda la formación.

El espesor del Encanto medido por métodos geológicos del subsuelo (micropaleontología) en este campo es de 640 m. (pozo No. 4 ) .

Tanto su contacto superior como inferior se dá paleontológicamente como se verá más adelante.

GEOLOGÍA DEL CAJMPO DE ARROYO B L A N C O , V E R .


Concepción superior.—Se inicia su cima con una capa de lutita suave de color verde azuloso, débilmente calcárea, en la que se encuentra por primera vez, de arriba hacia abajo, un contenido faunal constituido principalmente por ejemplares escasos de Len-ticulina Rotúlala lamarck, que representa también el primer horizonte paleontológico correlacionable dentro de la columna.

La alternancia de arenas y lutitas es uniforme dentro de la formación Concepción superior, tanto por lo que se refiere a caracteres litológicos. como por lo que se refiere al espesor en sus estratos, y pueden clasificarse sus sedimentos como correspondientes a mares someros oscilantes.

Arenas.—Son de color gris y gris parduzco. de grano fino o grueso, angular o subarredondado, con frecuencia arcillosfis. generalmente regular o bien clasificadas, constituyen desarrollos arenosos acvxíferos de dos a cinco metros de espesor.

Lutitas.—Suaves, granosas, de grano fino, de color verde azuloso o gris verdoso, débilmente calcáreas, fosilíferas. forman —al igual que las arenas con que alternan— capas de dos a cinco metros de espesor; difieren principalmente de las que se encuentran dentro de formaciones más jóvenes por contener foraminíferos fósiles, desde su base hasta su probable cima (horizonte Len-ticulina Rotulata Lámark).

Ajustándose a un criterio más o menos concordante con el que se sigue para fijar la cima de esta formación por métodos geológicos del subsuelo dentro de la Cuenca Salina Istmo, se debe fijar por la primera aparición de la especie Rohulus Vaughani (Cushman), que vaya acompaiíada de la aparición franca y persistente de microfauna, después de identificar con la mayor precisión posible como Filisola la formación suprayacente. Sin embargo, los ejemplares por cierto muy escasos de Robulus Vanghani (Cushman) se han encontrado generalmente en el campo de Arroyo Blanco cerca de la base de la formación Concepción superior, y se acepta como la cima de esta formación el horizonte dedo por la primera aparición franca y persistente de foraminíferos. Estos comentarios se ampliarán al tratar la discusión de contactos.


Formación Filisola. Representa, al igual que la formación suprayacente (Para je Solo) una facie arenosa, aunque ya francamente de origen marino, pues como se hará notar al describir al Paraje Solo es ésta una formación con depósitos de carácter no marino.

Los sedimentos de la Fil isola corresponden a depósitos costeros o de mares muy poco profundos, de lo que se infiere que al finalizar la edad Concepción superior se inició un movimiento regresivo en el mar de aquella época, movimiento que terminó durante la edad Para je Solo.

No se advierten en la formación Fil isola diferencias litológicas que permitan dividirla en zonas. Los sedimentos guardan en Jo general cierta uniíormidad en toda la formación.

Predominan francamente los desarrollos arenosos sobre las otras rocas con que al ternan.

Arenas.—De color gris claro o gris parduzco, cuarzosas, el tamaño de su grano va de medio a grueso, subangulares o arredondados, en algunos tramos son micacíferos, forman desarrollos arenosos cuyos espesores varían entre los 4 y los 25 mts., son almacenantes de agua dulce o salobre, pr incipalmente en la parte inferior de la formación se presentan arcillosas.

Lutitas.—Suaves, arenosas de grano fino, de color azul verdoso o gris azuloso, l igeramente carbonosas, forman estratos de poca potencia (menos de 5 mts . ) .

S u espesor, de acuerdo con lo que se acaba de exponer varía entre los 45 y 80 mts. en el campo de Arroyo Blanco. Es la Concepción superior práct icamente indiferenciable de la formación que le subyace, valiéndose de métodos puramente litológicos, sean directos (estudio de muestras de núcleo y cana l ) o indirectos (registro eléctrico, e t c . ) , en cambio es fáci lmente dif eren ci a ble micro-paleontológicamente.


GEOUOGÍA D E L CARITO D E J \ . K R O ^ O B L A N C O , V E B .

Arerúscas-—Son abimdantes en la parte superior de la formación, constituyen lechos de unos cuantos centímetros de espesor, 5on de color gris o gris claro, muy escasamente de color café rojizo, de grano fino, con cemento casi siempre calcáreo.

E l espesor de esta for^nación (Filisola) es aproximadamente de 230 mts., ya que el contacto con la formación suprayacente no está bien definido por no existir evidencias palentológicas. El horizonte que en otras áreas dentro de la Cuenca Sahna del Istmo es aceptado por algunos, como el contacto entre ambas formaciones, es aquel en que se presenta por primera vez la Amphistegina Lessonii d'Or-bogny, foraminífero ausente dentro de esta formación en el área que nos ocupa. E l principal carácter distintivo entre ambas formaciones es puramente litílógico, y su contacto debe estar próximo a la zona en que desaparecen los hechos ligníticos, al entrar a los sedimentos de origen francamente marino de la formación Filisola.

L a microfamia está prácticamente ausente en esta formación; sólo se han encontrado cerca de su base ejemplares sumamente escasos de Polystomella sp., Rotalia beccarli Limié y Quin-gueloculina lamarchia.na d'Orbigny,

La macrofauna es más o menos abundante y consiste principalmente de pelecípodos y gasterópodos.

Formación de Paraje Solo.—^Es la formación aflorante, y representa una facie arenosa con sedimentos que por sus caracteres litológicos y faunales corresponden a depósitos de marismas y pantanos próximos a la costa.

Gravas.—Aparecen mezcladas con las arenas o constituyen por si solas estratos bien definidos; su color varia del blanco al _gris claro, son cuarzosas, el tamaño de su grano no sobrepasa los ó mm. y se presenta generalmente snbanguléu: o subarredondado-

M E X I C A N A D E GEÓLOGOS PETROUEROS 7 5


Lutitas. Principalmente son de color gris verdoso y verde azuloso. plásticas o pegajosas al contacto con el agua, arenosas, con arena de grano fino a medio. Frecuentemente se presentan carbonosas.

ELn la superficie, tal como se observa en algunos afloramientos, aparecen más o menos lateritizadas. tomando im color café rojizo a causa del intemperismo sufrido, que en combinación con las aguas subterráneas produce una alta oxidación formando principalmente óxidos de fierro.

Lígníta.-—Constituye lechos de m u y poca potencia (menos de un met ro) , los que se presentan en forma persistente en la parte superior del Paraje Solo, tornándose esporádicos bacía la base de la formación.

Gravas.—Existen dentro de cuerpos arenosos o formando por sí solas lechos delgados de menos de dos metros de potencia. Son frecuentes en el tramo cercano a la base de la formación, aunque aparecen esporádicamente en el resto de ella; son de color blanco o gris claro, principalmente de cuarzo o de pedernal ,y se identifican como tales (gravas) de acuerdo con su tamaño, al igual que las arenas y otros clásticos, siguiendo la clasificación de W^ent-warth. l igeramente madificada por el Maestro Dn. Hermión La-rios: (-f) .

76 H O L E T Í N D E L A A S O C I A C I Ó N

Arenas.—Son de color gris parduzco; la inmensa maj^oría de sus granos son de cuarzo y en mucho menor cantidad feldespáti-cos o de otra composición. Varían de finos a muy gruesos (0 .5 mm. a 2 m m . ) , son angulares a arredondados y en ciertos tramos se presentan bien clasificados. En algvmas zonas esta roca es arcillosa y es en general micácea, forma estratos acuíferos que alcanzan espesores hasta de 30 m.; en cambio los lechos lutíticos interestratificados no pasan de los 4 o 5 m. de espesor.

GEOLOGÌA DEL CANLPO DE ARROYO B L A N C O , V E R .


Arcilla menos de 1 / 2 5 6 mm Limo de 1/256 a 1/16 mm Arena muy fina de 1/16 a 1/8 mm Arena fina de 1/8 a 1/4 mm Arena media de 1/4 a 1/2 mm Arena gruesa de 1/2 a 1 mm Arena muy gruesa de l a 2 mm Grava u hormigón de 2 a 8 mm Guijarios de 8 a 64 mm Piedras de empedrado de 64 a 256 mm Pedruacos de 256 a 1024 mm Peñascos más de 1024 mm

Areniscas.—^Esta clase de roca es aún menos abimdante que las antes descritas. Los lechos que forma son de unos cuantos centímetros de espesor, de color gris o gris claro, muy escasamente de color café rojizo, de grano fino y con cemento calcáreo.

El contenido faimal está representado por moluscos, dentro de los que se distinguen Mactras y Ostreas. así como una gran variedad de gasterópodos. Los microfósiles están prácticamente ausentes; dentro de los foraminíferos solo se encontraron ejemplares sumamente escasos de Rotalia beccarii (Linné) Var., foraminífero sin valor estratigráfico. pues se presenta esporádicamente en toda la columna geológica.

Dentro del campo de Arroyo Blanco la formación Paraje Solo no muestra su espesor real, sino un espesor reducido que varía entre los 250 y los 750 mts. Su parte superior ha estado sujeta a una erosión diferencial según la posición estructural de los bloques en que aflora.


D I S C U S I Ó N D E C O N T A C T O S .

La correcta y oportuna determinación de los contactos entre las diferentes formaciones que se atraviesan durante la perforación de un pozo petrolero, es una de las principales labores que el geólogo tiene encomendada, 3'̂ está directamente ligada con el buen desarrollo técnico y económico de un campo petrolero.

De acuerdo con la migración ascendente de los hidrocarburos fluidos dentro de estratos permeables, es indispensable conocer las zonas en que exista un ascenso estructural para poder localizar can mayor efectividad posible los lugares donde habrán de localizarse los pozos que han de perforarse.

I.,os contactos determinados por los métodos geológicos del subsuelo permiten hacer correlaciones entre los distintos pozos, y conocer por lo tanto las características tectónicas y estructurales de las formaciones dentro del campo en desarrollo.

La geología del subsuelo ha permitido conocer con bastante aproximación el límite del campo de Arroyo Blanco hacia el este y definir la pendiente con que buza este flanco productor, así como los accidentes que prevalecen en el subsuelo.

Contacto Paraje Salo-Filisola.—Como hicimos notar en la parte correspondiente a estratigrafía, zen estas dos formaciones estériles por lo que se refiere a foraminíferos fósiles. 3 ' se tienen que emplear los métodos litológicos para poder determinar tan sólo apro.xiiTiadamente este contacto, atendiendo a las diferencias lito-lógicas que 3^a mencionamos en la estratigi^afía.

Contacto Filisola-Concepción superior.— Este contacto dado por la primera aparición franca y persistente de especies foraminíferas. dentro de las que se presenta por primera vez de arriba hacia abajo la Lenticulina Rotulata lamarck, dá como resultado un espesor muy pobre para la formación Concepción superior, existiendo la posibilidad de que la facie arenosa que se encuentra arriba del horizonte de Lenticulina Rotulata lamarck

7 8 B O L E T Í N DE LA A S O C I A C I Ó N


VIF.XICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS 7 9

corresponda en parte a la formación Concepción superior, y en la que debido a su carácter arenoso, y posiblemente a que corresponde a depósitos de mares agitados no se depositaron o no se preservaron dentro de ella los foraminíferos fósiles que sirven para fijar el contacto Filisola-Concepción superior. De cualquier manera, el horizonte palentológico dado por la primera aparición de microfauna —en que se presentan invariablemente especies escasas de Lenticulina Rotulata. lamarck— sirve muy bien como horizonte índice, y es apto para establecer correlaciones.

La Cristellaria Rotulata lamarck va acompafiada generalmente d e las siguientes especies:

Orbulina Universa d'Orbigny Quinqueloculina Lamarckina d'Orbigny. Sigmoilina Schlumbergeri silvestri.

El Robulus vaughani (Cushman), como antes se hizo notar, se ha encontrado en la formación Concepción superior sólo en algunos pozos. Su distribución horizontal parece no ser uniforme sino irregular y esporádica.

Contacto Concepción superior Concepción inferior.—Está bien definido paleontológicamente. Después de atravezar los depósitos de la fonnación Concepción superior se adAÚerte un aumento franco en el contenido faunal en la cima de la Concepción inferior. Dentro de esta fauna se presentan ejemplares de Marginu-lina marginulinoides (Goes) . Lagenonodosaria hirsuta (d'Orbigny)- especies tipleas para determinar este contacto.

Las especies presentes dentro de la formación Concepción superior persisten dentro de la Concepción inferior, pero no sirven desde luego ni para fijar el contacto ni para definir por sí solas la edad de la formación, prescindiendo del género Marginulina.

Contacto Concepción inferior-Encanto.—í^a Hopkinsina no-tohispida Finlay —especie con que se fija este contacto— tiene una distribución horizontal tan uniforme en la cima del Encan-

N A R C I S O PAZ, R I V E R A

Martinottiella communis (d 'Ordbigny) KarrerieLLa bradyi (Cushman) ChiLostomella mexicana (Nut ta l l ) Cyclamina cancellatta (Brady) PseudoglarzduLina comatuia (Cushman) Haplophragmoides aff. H subglobosus (Sa r s ) Cibicides robertsonianus (Brady) Siphotextularia concava (Kar re r ) Cibicides aff. C. ungerianus (d 'Orbigny) Cibicides Coatzintlaensis (Nut ta l l ) Planulina aff. P . wellerstorfi (Schwager ) Uvigeritza lauiculata (Coryell and Rivera )

Además, la gran mayoría de microfósiles de las formaciones superiores persisten dentro de la formación Encanto .

Contacto Kncanto-Cligoceno. Se advierte un cambio litològico más o menos claro entre ambas formaciones, como se explica en la parte correspondiente a estratigrafía. Sin embargo, se recurre nuevamente a la micropaleontología con objeto de fijar este contacto con la mayor precisión posible. Los foraminíferos que lo definen son la Gyroidina broeckhiana (Kar re r ) y el Cibicides ameri car tus (d 'Orbigny) .

Al igual que estas dos formas existen dentro de los sedimentos de Oligoceno, entre otras, las siguientes especies que se extinguieron al finalizar esta edad:

to. que basta un examen cuidadoso de las muestras para fijar con esa sola especie el contacto Concepción inferior-Encanto.

IDentro de la formación Encan to se presentan además las siguientes especies que pueden servir como ayuda para fijar su contacto con la formación suprayacente:



Dentro del Oligoceno existe también gran variedad de formas que persisten hasta el Mioceno inferior y aún el Mioceno medio y superior.

La micropaleontología dentro de la Cuenca Salina del Istmo no cuenta con foraminíferos que puedan clasificarse como índices para alguna formación, ya que nadie podría decir, observando una especie de foraminífero, cualquiera que esta sea. la formación en que se encontró. Las especies que hemos enumerado y que nos sirven para fijar los distintos contactos, van marcando al presentarse por primera vez de arriba hacia abajo, el final de una edad geológica después de la cual se extinguen. Tómese por ejemplo el caso de la Hopkinsina notoispihda (F in l ay ) , con la que se fija la cima de la formación. Es una especie que se presenta generalmenle desde el Oligoceno medio, subsiste durante todo el Encanto y se extingue al final de ésta formación.

El comportamiento de las especies fósiles con que se fijan los contactos superiores es similar al que se acaba de mencionar.

De acuerdo con este criterio se consideran dos grupos de formaciones dentro del campo de Arroyo Blanco:

1.—Las suprayacentes al horizonte LenticiiliTra rotulata Lamarck, que carecen de horizontes paleontológicos correlacionables (Paraje Solo-Filisola).

2 .—Las subyacentes a ese horizonte y que aportan horizontes correlacionables (Concepción Superior e Inferior y Encanto) .


Anomalina grosserugosn (Gumbel) Entosolenia aspera (Reuss) Giroidina laevis (d'Orbigny) Rectuvigerina striata (Schwager) Siphonina aff. T. mexicana (Cushman) Textuìaria aff. T. mexicana (Cushman) Cibicides pseudoungerianus (Cushman)


G E O L O G I A E S T R U C T U R A L .

Para tener un conocimiento de las condiciones tectónicas, estratigráficas y estructurales que prevalecen dentro del campo ha sido necesario establecer correlaciones entre los distintos horizontes estragráficos. aplicando los métodos geológicos del subsuelo más adecuados para la finalidad que se persigue, de acuerdo con las condiciones estratigráficas de la región. Eln el caso de Arroyo Blanco es aplicable el método micropaleontológico y el combinado entre éste y el de interpretación de registro eléctrico.

Siguiendo esta técnica se ha logrado obtener en ese campo conclusiones de orden práctico a un costo relativamente bajo.

Las correlaciones que el suscrito presenta en las secciones adjuntas se clasifican como locales, ya que están restringidas al campo de Arroyo Blanco, y llevan como finalidad tratar de explicar gráficamente el comportamiento estratigráfico y tectónico deducido de los métodos geológicos del subsuelo empleados en este campo.

En estas secciones hemos omitido horizontes dudosos no correlacionables como son los contactos Paraje Solo-Filisola y el probable contacto indeterminable litológicamente entre Filisola y la formación Concepción superior, que debe existir si como ya dijimos esta última formación presenta una zona superior arenosa y estéril desde el punto de vista paleontológico, se acepta como se hizo notar en la discusión de contactos que el contacto Filisola-Concepción superior corresponde a la primera aparición de microfauna.

El contacto Paraje Solo-Filisola que aparece en el pozo No. 9 en la sección N" 1, se ha fijado lo más aproximadamente posible por comparación de registros eléctricos y litológicos, con objeto de fijar el salto de la falla N » 1 6 .

L O S horizontes de correlación encontrados en cada pozo están definidos en profundidades subrotarias de acuerdo con la tabla Núm. 1, en la que aparece la columna geológica atravesada en cada pozo:


COLUMNA GEOLOGICA ATRAVESADA POR LOS POZOS DEL CAMPO DE

A R R O Y O B L A N C O

F O R M A C I O N E S . (*)

Pozo Paraje Concep. Concep, Profundidad

Núm. Solo Filisola Superior Inferior Encanto Oligoceno Sal Total

1 Aflora Indeterm. 533 674,9 902.8 1845.6

2-A Aflora Tndeterm. 530 575 805 1300

3 Aflora Indeterm. 485 555 835 938.4

4 Aflora Indeterm. 570 620 825 1645 1527 1528.9

7 Aflora Indeterm. 455 505 725 900


9 Aflora 765 ausente ausente 875 951.^


(•) Todas las profundidades, que se dan en metros, están referidas a la mesa rotarla,

Tabla Niim. 1.



Con ayuda de las correlaciones de esos horizontes paleontológicos entre los distintos pozos se han construido las secciones adjuntas. La localización de los pozos que aparecen en estas secciones pueden verse en el plano N " 2 .

Sección N" 1.—Entre los pozos 9 . 8 . 7 y 1 0 alineados sobre una linea recta que sigi:e un rumbo N 6 4 ° W .

El accidente de m a 3 " o r importancia que se advierte en esta sección es desde luego la falla N° 1 6 . con un salto aproximado de 4 5 0 mts. Esta falla ha sido confirmada ampliamente con la per-foraciüií del pozo A .B . fs" 9 . pozo en que se encontró un espesor de 7 5 5 mts para el Paraie Solo y un espesor que por efecto de la falla está reducido y aparece de 1 1 0 mts para el Filisola. además de encontrarse esta última formación descansando —también por efecto de la falla N ° 1 6 — discordantemente sobre la ELncanto, que presenta ima omisión de 1 5 0 mts. en su parte superior. Por lo tanto, están ausentes en la vertical del pozo N ° 9 las formaciones Concepción Superior e Inferior, la parte inferior de la Filisola ( 1 2 0 mts aproximadamente) ; la zona superior del Encanto ( 1 5 0 mts aproximadamente) y desde luego las arenas productoras. Este t ramo omitido ha sido desplazado hacia el sureste por el salto de 4 5 5 mts de la falla № 1 6 .

La facie arenosa y sin evidencias paleontológicas que en el pozo N " 9 descansa en contacto anormal con la formación ELncan-to. ha sido identificada con la Filisola después de una comparación cuidadosa de registros eléctricos y litológicos. por la que se ha podido comprobar una estrecha semejanza entre la zona limitada por dos líneas situadas aproximadamente a 1 8 0 y a 1 4 0 mts arriba de la cima de la Concepción superior en los pozos que presentan xma secuencia estratigráfica normal. Dicha zona debe ser la parte superior de la formación Filisola que perforó el pozo N ' 9 en el alto de la falla № 1 6 . Estos datos pueden no resultar suficientemente precisos para fijar la posición y el salto de la falla, puesto que como ya se dijo las formaciones arriba de la fonnación Concepción superior no aportan horizontes fácilmente correlacionables. Sin embargo, la zona alcanzada a los 8 7 5 mts en el pozo N " 9 que queda en el bajo de la falla N ' ' 1 6 (sección N ° 1 ) ha sido identificada


8 4 B O L E T Í N DE L.-̂ ASOCIACIÓN

Con ayuda de las correlaciones de esos horizontes paleontológicos entre los distintos pozos se han construido las secciones adjuntas. I.a localización de los pozos que aparecen en estas secciones pueden verse en el plano N " 2 .

Sección N" 1.—Entre los pozos 9 . 8 . 7 y 1 0 alineados sobre una lineci lecta que sigue un rumbo N 6 4 ° W .

El accidente de mayor importancia que se advierte en esta sección es desde luego la falla N" 1 6 . con un salto aproximado de 4 5 0 mts. Esta falla ha sido confirmada ampliamente con la perforación del pozo A . B . Ts" 9 . pozo en que se encontró un espesor de / 5 5 mts para el Paraje Solo y un espesor —que por efecto de la falla está reducido y apaiece de 1 1 0 mts para el Filisola. además de encontrarse esta última formación descansando —taml)ién por efecto de la falla N " 1 6 — discordantemente sobre la Encanta , que presenta una omisión de 1 5 0 mts. en su parte superior. Por lo lanío, están ausentes en la vertical del pozo N" 9 las formaciones Concepción Superior e Inferior, la parte inferior de la Filisola ( 1 2 0 mts aproximadamente); la zona superior del Encanto ( 1 5 0 mts aproximadíimente) y desde luego las arenas productoras. Este tramo omitido ha sido desplazado hacia el sureste por el salto de 4 5 5 mts de la falla N " 1 6 .

La facie arenosa y sin evidencias paleontolófificas que en el pozo N " 9 descansa en contacto anormal con la formación Encanto, ha sido identificada con la Filisola después de una comparación cuicladosíi de registros eléctricos y litológicos. por la que se ha podido comprobar una estrecha semejanza entre la zona limitada por dos líneas situadas aproximadamente a 1 8 0 y a 1 4 0 mts arriba de la cima de la Concepción superior en los pozos que presentan una secuencia estratigráfica normal. Dicha zona debe ser la parte superior de la formación Filisola que perforó el pozo № 9 en el alto de leí falla N " 1 6 . Estos datos pueden no resultar suficientemente precisos para fijar la posición y el salto de la falla, puesto que como ya se dijo las formríciones arriba de la formación Concepción superior no aportan horizontes fácilmente correlacionables. Sin embargo, la zona alcanzada a los 8 7 5 mts en el pozo N " 9 que queda en el bajo de la falla N'' 1 6 (sección N " 1 ) ha sido identificada

S E C C I Ó N N O . 1

GEOLOGÍA DEL C A M P O DE ARROYO BLANCO, V E R .

M E X I C A N A DE GEÓLOGOS PETROI^ROS 85

con seguridad comò la formación Encanto atendiendo a su conte-nido faunal. La parte superior de esta formación ( f O mts) está como ya hicimos notar —omitida, hecho que se confirma principalmente:

Iro.—Por la correlación paleontológica, litològica y de registros eléctricos.

2do.— Por la ausencia de las arenas productoras qiie en todos los otros pozos se encuentran a más o menos 45 mts de la cima del Encanto.

Todo hace suponer que la falla 16 no corta ninguno de los pozos vecinos (4 y 8) de lo que se infiere para ella un echado hacia el sureste de 35° aproximadamente y un rumbo S\V-NE.

Es muy grande la importancia que esta falla presenta desde el punto de vista económico, puesto que hmita el carnpo hacia el oriente.

Además de la falla N" 16. aparecen en la sección N" 2 otras dos fallas: la 15 y la 19. que presentan corta amplitud y un salto relativamente pequeño.

La falla № 19 buza hacia el oeste, puesto que no afecta los horizontes correlacionables entre los pozos 7 y 10; su rumbo no es determinable, ya que no se ha identificado en otras perforaciones, conociendo de eila únicamente im solo paso de falla en el pozo № 10. Su pendiente en el plano de sección es de 65 grados. Esta falla se identifica por encontrarse el espesor de la formación Concepción superior ligeramente reducido en el pozo N" 10. Dicha falla 19 se considera como de carácter dudoso. Probable salto: 16 mts.

La falla № 15 está mejor definida, buza hacia el este con pendiente aproximada de 50 grados y forma, junto con la 19 un "TIorst". Como efecto de la falla N" 15 pueden obserл'^arse el espesor reducido de la Concepción inferior en el pozo N" 8. 3'̂ desde luego la posición estratigráficamente baja que guardan la cima de las formaciones Concepción superior y del Concepción inferior en ese mismo pozo, con relación a la qггe guardan en el pozo N" 7. Esta falla tiene una amplitud limitada arriba de las arenas " A " de la Concepción inferior, y no alcanza a cortar la vertical del pozo № 8. Salto 20 mts.



Fuera de los accidentes que hemos mencionado no se advierten otros en esa sección; los horizontes arenas " A " , arenas " B ' % cima Encanto y arenas productoras, se correlacionan normalmente definiendo una ligera convexidad que alcanza su parte más alta entre los pozos 7 y 8 .

Sección N" 2. En t re los pozos 8 . 2 - A . y I . Esta sección da una idea aproximada de la pendiente del flanco, sohre todo entre los pozos l E - A y 1 , que se encuentran dentro de una línea que se aproxima mucho a una línea de máxima pendiente, con una inclinación de 2 1 grados más o menos.

E n esta sección se observa la falla 1 7 que corta el pozo 2 - A y muere al norte del pozo N" 8 . sin l legar desde luego a cortarlo. aunque sí afecta los depósitos atravesados en él. pues está determinada principalmente por el espesor reducido en el pozo N" 8 de la zona comprendida entre las arenas " A " y " B " , reducción que se aprecia más claramente en los registros eléctricos a escala . . . 1 : 5 0 0 . Esta falla aparece también en la sección N" 3 cortando al pozo 2 - A . su rumbo sigue una línea S W - N E . buza hacia el sureste con un echado de 3 8 grados. Salto de falla 1 8 mts.

Eas arenas " A " y " B " . como puede verse en esta sección no se encuentran, o no fueron advertidas en el pozo N" 1 . Sin contar con datos más amplios para opinar sobre esto, pues en el pozo № 1 no se corrió registro eléctrico, y es pobre la información que sobre él dejaron las compañías extranjeras.

Sección N" 3. ^Entre los pozos 2 - A y 4 . Se vuelve a identificar en esta sección la falla 1 7 . cuyo rumbo y otras características quedaron definidas al hablar de la sección N*? 3 . E l efecto de esta falla sobre el pozo N" 4 es también una reducción de 2 0 mts dentro de la zona de Concepción inferior comprendida entre las arenas " A " y " B " .

I . a pequeña falla sin número que aparece en esta sección explica la omisión de la parte superior de las arenas productoras en el pozo 2 - A . que de acuerdo con su comportamiento normal deberían tener una potencia semejante a la que presentan en el pozo N" 4 . como se verá al t ratar de las arenas productoras.

8 2 - A

NIVEL DEL MAR

P .T.= 1 3 0 0 m.

C A M P O A R R O Y O BLANCO SECCIÓN N - S


KlOO METROS H

METROS :

5 0

lOO:

150

2 0 0

2 5 0

3 0 0

3 5 0

4 0 0

4 5 0

5 0 0

5 5 0

6 0 0

6 5 0

7 0 0

7 5 0

8 0 0

8 5 0

9 0 0

9 5 0

1 0 0 0

1050

1100

1150

I 2 0 0

: 2 5 0

1 3 0 0

1350

1 4 0 0

1 4 5 0

NIVEL DEL MflRi

P.T.= 1485 m. 1 5 0 0

SECCIÓN NO. 2

GEOLOGÍA DEL C A M P O DE ARROYO BLAPSÍCO, V E R .


En la sección N" 3 puede apreciarse también el espesor del Oligoceno-Depósito y la superficie probable de la masa salina. Ambas formaciones han sido alcanzadas en este campo únicamente por el pozo № 4.

Observando las secciones 1, 2 y 4 que hemos mencionado, puede inferirse ^xna mayor competencia de la formación Elncanto en relación con las formaciones que le suprayacen.

Las únicas fallas que perturban los sedimentos de esta formación son: la pequeña falla que trunca las arenas productoras en su parte superior en el pozo 2-A, y la falla N" 16 que atraviesa no sólo la Elncanto sino todas las formaciones superiores sellando el campo hacia el este.

En esas secciones se ha correlacionado principalmente por horizontes paleontológicos; sin embargo, los registros eléctricos son de gran utilidad para confirmar o afinar los contactos paleontológicos, y nos han servido además para comprobar que en aquellas zonas de espesor reducido que hemos mencionado y que se atribuyen a efectos de afallamiento, existe una omisión de pequeños cuerpos de arena u otros horizontes, omisión que se advierte en la comparación cuidadosa entre los registros eléctricos. Es necesario operar en esta forma sobre todo cuando las fallas como la 15, 17 y 19 presentan un salto relativamente pequeño menor de 25 mts.

La falla 16 es tan evidente que no deja lugar a dudas sobre su existencia, basta la correlación micropaleontológica y litològica para fijar con bastante aproximación su posición; no obstante es conveniente la comparación de registros eléctricos para ayudar a determinar su salto aproximado.

Las fallas que dislocan los sedimentos en este caso se clasifican todas ellas como normales, causadas por esfuerzos de tensión debidos principalmente al empuje salino. Fallas de este tipo se encuentran con relativa frecuencia en estructuras plegadas por intrusiones salinas, y la determinación correcta de ellas está íntimamente ligada —como el caso de Arroyo Blanco— al desarrollo técnicamente correcto de un campo petrolero.


88 B O L E T Í N DE LA A S O C I A C I Ó N

G E O L O G I A E C O N O M I C A

A R E N A S P E T R O L Í F E R A S

Pueden dividirse en productoras y de reserva; estas últimas están localizadas dentro de la formación Concepción inferior, y se encontraron bien definidas en el pozo N" 8 formando dos diferentes cuerpos, la cima del pr imero se localiza en ese pozo a 71.5 mts abajo de la cima de la Concepción inferior (sección N" 2 ) , y presenta un espesor de 6.5 mts. Elsta es la arena que hemos llamado arena "A". Els de grano fino a medio, pobremente clasificada y arcillosa. No se han obtenido de ella muestras de núcleo, sólo se ha efectuado su examen directo en muestras de canal , en el que presentó buena impregnación de aceite y franco olor a gas. Estas características ( impregnación de Hidrocarburos) no las conserva en todos los pozos, y en algunos de ellos es difícil identificarla aún valiéndose de datos directos y de registros eléctricos.

E l comportamiento de la arena " A " es bastante irregular ror los cambios laterales litológicos que sufre, a consecuencia de los cuales sólo se encuentra con impregnación de hidrocarburos en los pozos 2-A y 8. y probablemente en el pozo N" 3. E n el pozo № 4 se encuentra invadida de agua salada, en los pozos 7 y 10, parece no a lmacenar ningún f l u i d o , su espesor y profunidad ( * ) varían en cada pozo como puede verse a continuación.

POZO No. E S P E S O R P R O F U N D I D A D .

1 indeterminado indeterminada. 2 -A 6 mts. 625 mts.

3 5 mts. 687 mts. 4 7 mts. 6 8 4 mts. 7 4 mts. 593 mts. 8 6.5 mts. 5 9 6 . 5 mts. 9 ausente ausente

10 5 mts. 6 1 2 mts.

( * ) P r o f u n d i d a d e s S u b r o t a r i a s .

2-A

METROS

NIVEL DEL MAR Ì

N.W.

S A L

NIVEL DEL MAR S.E.

P.J.' I52e.97m.


I N 1 0 0 METHOS-

S E C C I O N N O . 3

G E O L O G Í A D E L C A M P O DE A R R O Y O B L A N C O , V E R .

M E X I C A N A D E GEÓLOGOS P E T R O L E R O S 8 9

Los espesores mAximos de esta arena se registran en el pozo NO. 3 con ocho metros en el 2 - A con seis metros y en el Núm. 8 con seis metros, es decir, sufren un ligero adelgazamiento hacia el sur. Hac ia el sureste esta disminución de espesor es más notable, en el pozo I To. 7 sólo alcanza cuatro metros y cinco metros en el pozo No. 1 0 ; dicho adelgazamiento muy posiblemente va acompañado de una disminución considerable en la permeabilidad de las arenas por volverse francamente arcillosas, lo que explicarla que en los pozos 7 y 10 no almacenen ningún fluido a pesar de ociipar estos pozos al nivel estructural más alto dentro del campo.

L a arena " A " aparece invadida de agua salada en el pozo Núm. 4. De estar ausente en el pozo No. 1 posiblemente sea debido a acuñamiento en el norte, ya qiie no se advierte ningún accidente de importancia en este pozo.

L a falla No. 1 7 que corta los pozos 2 - A y trunca las arenas " A " según secciones Núms. 3 y 4 , parece no haber sido un factor decisivo para la acumulación de aceite y gas dentro de esas arenas, pues se infiere una migración de hidrocarbiiros anterior a dicha falla, puesto que ellos lograron un ascenso al alcanzar la zona del pozo Núm. 8 estratigráficamente alta. .

E n el f lanco oriente del campo de Arroyo Blanco el agua salada dentro de la arena " A " ha alcanzado un nivel más alto que en el flanco oeste, puesto que rebasa la zona del pozo Núm. 4 y no alcanza la zona del pozo Núm. 3. en el que aparece esta arena como ya dijimos con impregnación de aceite y gas.

E n el pozo Nvim. 9 está ausente por efecto de la falla No. 16 al igual que la arena " B " y la productora.

Arenas "B". Esta arena presenta su máximo espesor en el pozo N ú m 3 y parece adelgazarse l igeramente hacia el sur. y más claramente hacia el suroeste, en el pozo Núm. 10 su espesor es sólo de seis metros.

E n los pozos 7, 8 y 10 mostró impregnación de hidrocarburos, en el resto- o sea en los pozos 2 - A , 3 y 4 se encontró invadida de agua salada. E n el pozo Núm. 1 no fué identificada.



Su espesor en cada pozo y la profundidad subrotaria de su cima puede verse a continuación.

POZO No. E S P E S O R P R O F U N D I D A D . 1 indeterminado indeterminada.

2-A 7 mts. 752 mts. 3 9 mts. 759 mts. 4 8 mts. 738 mts. 7 8 mts. 657 mts. 8 7 mts. 667 mts. 9 ausente ausente

10 6 mts. 665 mts.

Se presenta regular o pobremente clasificada, de grano fino a medio, en general arcillosa, angular o subangular. El agua salada dentro de esta arena ha invadido gran parte del flanco, pues rebasa los pozos 3, 2-A y 4, estableciendo el contacto aceite-agua salada al sur de estos pozos, entre la recta en que están alineados los pozos 8, 7 y 10, 3'̂ la línea ligeramente arqueada que une los pozos 3. 2-A y 4 (plano No. 2 ) . restringiendo las probabilidades petrolíferas de esta arena a la parte sur y sureste del campo.

En la falla 17 de las secciones 3 y 4 corta la arena " B " entre los pozos 8 y 2-A. y 4 y 2-A, en forma y condiciones muy semejantes con las que corta a la arena "A" .

Las arenas ' A " y " B " no han sido muestreadas mecánicamente, y no se han efectuado por lo tanto análisis directos de porosidad, permeabilidad, contenido de aceite y agua, etc., etc.. etc., por lo que no se conoce su potencialidad aceitífera, sin embargo pueden considerarse como reservas no probadas.

A R E N A S P R O D U C T O R A S

La formación Encanto del Mioceno Inferior presenta en este campo como en muchos otros dentro de la Cuenca Salina del Istmo el máximo de atractivo desde el punto de vista petrolero, dentro de esta fonnación se encuentran las arenas productoras que están siendo explotadas en el campo de Arroyo Blanco.

GEOLOGÌA D E L C A M P O DE ARROYO B L A N C O , V E R .

L a cima de esta arena se ha encontrado en los distintos pozos de ese campo entre los 35 y los 50 mts.. abajo de la cima de la formación Elncanto, como puede verse en las secciones Núms. 2. 3 y 4. Su espesor varía entre los ocho y los doce metros. Elsta arena se presenta de grano fino a medio, algo arcillosa, regular o bien clasificada, le suprayace un estrato de lutita verde olivo de cinco metros de espesor que funciona como cubierta impermeable en el yacimiento.

S u máxima potencia se encuentra en la zona del pozo Núm. 4. en que alcanza catorce metros. Se adelgaza hacia el norte sufriendo un ligero acuñamiento y posiblemente una disminución en su porosidad.

Se presenta esta arena productora generalmente con un estrato de lutita interestratificado en su parte media, el cual no pasa de los cuatro metros de espesor.

Valiéndose del registro eléctrico se ha podido conocer el espesor exacto qxie presenta esta arena, y la profundidad de su •cima bajo la mesa rotatoria en los distintos pozos, habiéndose encontrado como sigue;

POZO № E S P E S O R P R O F U N D I D A D (*) 1 8.5 mts. 940 mts.

2 -A 8 mts. 842 mts. 3 8.5 mts. 877 mts. 4 14 mts. 852 mts. 7 10 mts. 770 mts. 8 9 mts. 778 mts. 9 ausente

10 6 mts. 780 mts. E n los registros eléctricos de los pozos productores las curvas

normales, corta, larga e inversa marcan alta resistividad, característica de los desarrollos arenosos que almacenan un fluido que no es agua salada. Estas características prevalecen en la arena productora, excepto en el pozo No. 3 en que aparece invadida de agua salada y las cvirvas de resistividad decrecen. En el pozo No. 1 no

( * ) P r o f u n ' d i d a d e s S u b r o t a r i a s ,



se corrió registro eléctrico, la descripción litològica que en él se hizo para dicha arena hace suponer que contiene residuos asfálticos y m u y posiblemente esté invadida de agua salada, por la posición estructural de ese pozo con respecto a los pozos productores.

Estando la arena productora invadida de agua salada en la zona del pozo No. 3 el contacto aceite-agua salada debe seguir un línea situada entre ese pozo y la zona de los pozos 2-A y 4 que son productores de aceite y gas. esa l ínea t iene su proyección horizontal en la superficie coincidiendo más o menos con la proyección de la curva estructural 770 de la c ima del Encan to, como puede verse en el plano No. 2. Dicha proyecció-* 'lo—i-zontal del contacto aceite-agua salada nos sirve para considerar hacia el norte de ella una zona en que la arena productora se encuentra invadida de agua salada, y se acepta como límite del campo hacia el norte la curva 770 de la c ima del Elncanto (P la no No. 2 ) ,

Conocer la capacidad productora de esta arena es una finalidad técnicamente práctica, para ello se requiere calcular su porosidad efectiva, espesor medio en el camjro. permeabilidad, contenido de agua intersticial , y desde luego el volumen poroso invadido de aceite, así como otros factores.

.Porosidad. L a porosidad de una roca se puede definir como la relación que existe entre el volumen de su espacio poroso y su volumen total. Se expresa genera lmente en porcentajes.

E l t amaño y clasificación de los granos de un estrato arenoso influye en la porosidad; de las repetidas pruebas de laboratorio efectuadas con distintas clases de arenas se ha podido comprobar que las arenas bien clasificadas por t amaño de sus granos presentan una mayor porosidad que aquellas en que aparecen indist intamente de grano fino a grueso, es decir, ma l clasificadas. Teór icamente , las arenas bien clasificadas y de grano m u y fino pueden tener una porosidad hasta de 50 a 5 4 % . le siguen en orden descendiente de porosidad las arenas bien clasificadas y de grano fino con una porosidad máx ima de 4 4 a 4 9 % , las are-

9 2 l i O L E T Í l s r D E LA A S O C I A C I Ó N

GEOLOGÍA D E L C A M P O DE ARROYO B L A N C O , V E R .


xias de grano medio y bien clasificadas con 41 a 4 8 % , y las de grano grueso con 39 a 41 a /c . (* ) .

Dentro de un lecho arenoso no se encuentran estos tipos ideales de arenas, no son tan bien clasificadas y su porosidad está afectada por la existencia de granos de distintos tamaños, aunque como en el caso de la arena productora de este campo predomine el grano medio existen dentro de ella partículas arcillosas y granos muy finos de arena, disminuyendo a causa de esto su porosidad efectiva al disminuir los espacios intergranulares, obteniéndose para este cuerpo arenoso una porosidad media de un 2,5% (método de W a s h b u r n ) .

Es muy difícil que un estarte arenoso tal y como se presenta en la naturaleza tenga una porosidad mayor de un 4 0 % .

Los métodos más usados para la medición de la porosidad son el de Melchor , el de Tanscher y el de Washburn. Por medio de este último método se calculó la porosidad de las arenas productoras, en los pozos 4 y 2-A valiéndose de muestras de núcleo y refiriendo los cálculos a la siguiente fórmula de porosidad.

V-Vg Porciento de espacio poroso = 100

V ILn la que V es el volumen total de la muestra, y Vg el

voKmien de granos; restando Vg de V se obtiene, por lo tanto, el volumen del espacio poroso, y éste multiplicado por 100 y dividido entre el volumen total V, nos dá la porosidad efectiva expresada en porciento.

Para la arena productora en el campo de Arroyo Blanco, y con objeto de tener una idea aproximada de su potencialidad petrolífera se puede tomar, de acuerdo con los análisis efectuados, un 2 5 % como porosidad media.

Permeabilidad. ^Es la propiedad que tienen algunos cuerpos de permitir el paso al través de ellos de substancias fluidas; la relación entre porosidad y permeabilidad es cualitativa únicamente. U n sólido es permeable por ser poroso y estar sus poros

( * ) . — U n i t e d S t a t e s G e o l o g i c a l S o u r v e y W a t h e r s S u p p l y p a p e l 4 4 6 . — 1 0 1 9 . P á g . 1 2 1 — 1 2 3 .

N A R C I S O PAZ. R I V E R A

R T L

Y A ( P 1 - P 2 )

E n la que: Y = Permeabil idad en darcj^s. L = Longitud del medio poroso. T : = Gasto en cmVseg . R = Viscosidad del fluido. A ^ = Superficie del medio poroso en cm'-. PT = Presión inicial o de entrada. Po = Presión final o de salida.

Con esta fórmula y los aparatos de laboratorio necesarios se midió la permeabilidad de la arena productora en muestras de núcleo de los pozos 2 - A y 4 , obteniéndose valores que varían entre los 600 y los 100 mil idarcys.

en comunicación entre ellos. U n a roca de alta porosidad puede ser permeable o no de acuerdo con el comportamiento de sus espacios porosos, pero una roca sin porosidad casi siempre es impermeable.

H. O ' A r c y efectuó una serie de experimentos con ei'' flujo de agua a través de capas de arena y pudo inferir l a siguiente fórmula como ley de D ' A r c y :

d x V x = K

dp E n la que V es la velocidad del fluido, p es la presión, x la

distancia que recorre el fluido a través del medioporoso y K el coeficiente de permeabilidad.

L a unidad con que se mide la permeabil idad es el darcy. o sea el flujo de un fluido de un centipoise de viscosidad al atravesar un cuerpo poroso de un centimetro cuadrado de sección y \.m centimetro de longitud, bajo ima presión diferencial de una atmósfera ( 7 6 cms.. de mercur io ) .

Para los métodos de laboratorio se emplea la siguiente fórmula :



A (P1-P2) En la que:

Y = Permeabilidad en darcys. L = Longitud del medio poroso. T = Gasto en cm'/seg. R == Viscosidad del fluido. A = Superficie del medio poroso en cm-. P, = Presión inicial o de entrada. Po = Presión final o de salida.

Con esta fórmula y los aparatos de laboratorio necesarios se midió la permeabilidad de la arena productora en muestras de nvicleo de los pozos 2 - A y 4. obteniéndose valores que varían entre los 600 y los 100 milidarcys.

94 BOLETÍN DE LA ASOCIACIÓN

en comunicación entre ellos. Una roca de alta porosidad puede ser permeable o no de acuerdo con el comportamiento de sus espacios porosos, pero una roca sin porosidad casi siempre es impermeable.

H. D'Arcy efectuó una serie de experimentos con ei"" flujo de agua a través de capas de arena y pudo inferir la siguiente fórmula como ley de D'Arcy:

dx V x = K

dp E n la que V es la velocidad del fluido, p es la presión, x la

distancia que recorre el fluido a través del medioporoso y K el coeficiente de permeabilidad.

La unidad con que se mide la permeabilidad es el darcy, o sea el flujo de im fluido de tm centipoise de viscosidad al a,trave-sar un cuerpo poroso de un centimetro cuadrado de sección y im centímetro de longitud, bajo una presión diferencial de una atmósfera (76 cms.. de mercurio).

Para los métodos de laboratordo se emplea la siguiente fórmula:

R T L

P L A N O NO. 2


M E X I C A N A DE GEÓLOGOS PETROI^ROS 95

La permeabilidad de la roca productora no es uniforme, su màxima permeabilidad se encuentra en la parte media y superior del cuerpo arenoso, correspondiendo los 0.6 darcys a una permeabilidad máxima de su parte media.

Otros datos de laboratorio necesarios para el conocimiento aproximado de la capacidad, productora de esa arena son: el porcentaje de espacio poroso saturado por aceite, por agua y por gas, habiéndose obtenido con las mismas muestras de núcleo de la arena productora, los siguientes valores medios:

Espacio poroso saturado por aceite 4 0 % Espacio poroso saturado por agua 4 5 % Espacio poroso saturado por gas 1 5 %

L I M I T E S D E L C A M P O D E A R R O Y O B L A N C O

Con objeto de tener un conocimiento aproximado de la superficie dentro de la cual puede continuarse perforando en ese campo con bastantes probabilidades de obtener producción de petróleo y gas. es necesario considerar sobre todo las condiciones tectónicas y estratigráficas que existen para marcar de acuerdo con ellas los limites de esa superficie.

Eil límite del campo por el norte es la proyección horizontal en la superficie del contacto agua salada-aceite dentro de la arena productora, proyección que como ya se dijo coincide con la de la curva estructural 770 de la cima del Encanto (Plano 2 ) .

Por el sur. este y oeste, los límites del flanco productor son tres proyecciones horizontales de las trazas de tres fallas sobre la cima del Encanto ( f l4 ' . f l 6 ' y f l 8 ' del plano No. 2 ) . fallas que fimcionan como sellos, constituyendo este campo una trampa estructural por afallamientos. junto con el flanco norte del domo de Acalapa que representa un ascenso estructural.

Ha quedado demostrada la existencia de la falla No. 16 por la perforación del pozo No. 9. y la falla No. 14 explica las condiciones tectónicas entre el bloqueo hundido en que se perforó el pozo Ajrroyo Pesquero No. 1 y el campo de Arroyo Blanco y es la última hacia el norte del sistema de fallas escalonadas

NARCISO PAZ, RIVERA

R E S E R V A S

En un yacimiento petrolífero se considera como reservas el volumen de petróleo almacenado dentro del receptáculo y que puede ser extraído a la superficie por el proceso de explotación más apropiado. Del volumen total de aceite existente se obtiene únicamente cierta cantidad o porcentaje, de acuerdo con ei comportamiento del receptáculo.

E l aceite bajo la presión del receptáculo contiene normalmente gas en solución, y todo aquel gas en exceso del que se puede tener en solución bajo presión y temperatura prevalecientes se encontrará ocupando la parte más alta del cuerpo arenoso en forma de casquete de gas.

La relación estática original es: gas libre (si está presente) ocupemdo la zona estructural más alta, aceite abajo del gas y agua salada bajo del aceite. Elste arreglo por zonas se debe a una segregación gravitacional de los flmdos a través del tiempo geológico, atendiendo a sus diferentes densidades.

Es posible contenido original de aceite dentro del espacio poroso de la arena petrolífera se reduce:


a que nos referimos anteriormente (sección No. 1 ) . Por último, la falla No. 18 se ha deducido de exploraciones geológicas superficiales y es muy probable que funciones también como sello.

Bajo este criterio se ha construido el plano No .2 con las curvas estructurales sobre la cima del Encanto y las tres fallas mencionadas, con sus respectivas trazas en la superficie y sobre la cima de la formación Encanto, marcando con comillas estas últimas y asiurando las zonas fuera de los límites considerados, excepto por la parte norte con objeto de hacer resaltar el buzamiento normal del flanco y el límite hacia el norte dado por el contacto agua salada-aceite, que corresponde aproximadamente a la curva 770.

Eli campo limitado presenta una forma trapezoidal con una superficie aproximada de 434 ООО mts'-.



Irò.—Por el agua connata о intersticial. 2do.—Por el gas en solución. El gas disuelto en el aceite tiene —desde el punto de \ isia

comercial— efectos benéficos en las propiedades físicas del aceite ya que disminuye su viscosidad, haciéndole más susceptible de desplazarse dentro del medio permeable.

Cálculo de reservas.—Existen varios métodos para calcular las reservas de petróleo en im yacimiento; de éstos el más comúnmente usado es el método volumétrico, el que se lleva a cabo aplicando primeramente la siguiente fórmula que nos dá el volumen original de aceite dentro de la roca productora, expresado en metros cúbicos:

Q = A X T X P (1 -I)

en la que: Q es el volumen original de aceite. A es la superficie del yacimiento. T es el espesor promedio de la arena productora. P la porosidad defectiva en el receptáculo. I el volumen poroso ocupado por el agua intersticial; (1—I) será el volumen poroso ocupado por aceite. Para el caso de Arroyo Blanco conocemos: A = 434 ООО mts-.. calculada de acuerdo con los límites del

campo al tratar el capítulo correspondiente. T ^ = 8.5 mts. (espesor promedio de la arena productora). P = 0.25 Porosidad efectiva media deducida del análisis

de laboratorio (como se hizo notar al hablar de las arenas productoras).

I = 0.45 (Volumen poroso saturado por agua). Substituyendo estos valores en la fórmula antes menciona

da tenemos: Q = 434 ООО X 8.5 x 0.25 (1-0. 4 5 ) . Eíectuando las operaciones nos queda: Q = 507.237.5 metros cúbicos.

. NARCISO P A Z R I V E R A

De esta cantidad de petróleo originalmente almacenado en el yacimiento, se obtendrá únicamente poco menos de un 2 5 % , debido principalmente a dos distintos factores:

a.—La reducción del volumen que sufre el petróleo crudo al subir a la superficie ("Shrinkage fac tor") . Esta reducción de volumen es causada en la superficie por la liberación del gas que en el yacimiento se encontraba en solución dentro del petróleo.

b .—El mecanismo natural en la recuperación del aceite. Hay tres mecanismos básicos para la recuperación de acei

te en estratos arenosos: 1.—Simple expansión del gas libre de solución, sin que

exista casquete de gas. 2.—Desplazamiento del aceite por expansión hacia abajo

del casquete de gas. 3.—Desplazamiento del aceite hacia arriba, por influjo del

agua existente dentro de la arena productora y en la zona estructuralmente baja.

Estos tres procesos se pueden l lamar respectivamente migración por gas disuelto, migración por casquete de gas y migración por presión hidráulica.

Generalmente es raro que uno solo de estos mecanismos sea el único agente en la recuperación de aceite.

Migración por gas disuelto.—Este mecanismo tiene la más baja eficiencia ya que depende exclusivamente de la cantidad relativa de gas disuelto que expulsará al aceite de la arena.

La máxima recuperación de aceite por este mecanismo varía entre el 20 y A0%.

Migración por presión hidráulica.—En este mecanismo el agua avanza dentro de la arena petrolífera provocando el des-

Considerando que un metro cúbico equivale a 6.28 barriles, y con objeto de expresar Q en estas unidades volimiétricas. utilizadas en la industria petrolera, se efectúa la conversión a barriles y nos queda:

O = 3 185 451 barriles.

9 8 B O L E T Í N D E LA ASOCIACIÓN



plazamiento de aceite y gas. y manteniendo al mismo tiempo la presión dentro del receptáculo.

En el campo de Arroyo Blanco parece que existe un mecanismo combinado entre la migración por gas disuelto y la migración por agua, y es el que prevalece bajo condiciones muy semejantes en los campos vecinos dentro de la estructura de Acalapa, se ha supuesto (como se indicó anteriormente) de acuerdo con los datos técnicos de producción un 2 5 % recuperable del volumen de aceite originalmente almacenado en el yacimiento.

De la cantidad de aceite originalmente existente y que ya quedó calculada (3 185 451 barrils) se considera im 2 5 % recuperable o sea 796363 barriles, cantidad que se reduce al efectuarse la pérdida de gas disuelto, se acepta que este factor de reducción equivale a 0.7. o sea; 796, 363 x 0.7 = 557 454 ban-iles-cantidad real de aceite recuperable. De los cinco pozos productores en el campo de Arroyo Blanco (A, B , 2-A, 4, 7, 8 y 10 se han obtenido —desde el año de 1952 en que se inició la explotación del campo hasta el 30 de agosto del presente año— 66097 barriles de aceite. Esta cantidad restada de la cantidad real de aceite recuperable nos dá 491357 barriles, que se consideran de reserva y recuperables si el yacimiento en Arroyo Blanco queda bien drenado por las perforaciones sucesivas, y se aplica el sistema de explotación adecuado.

E l número de barriles de reserva así calculado se considera como una cantidad aproximada, ya que las condiciones reales, geológicas —por lo que se refiere a límites del campo— así como las físico químicas dentro del yacimiento, no son conocidas con exactitud matemática.

NARCISO P A Z R I V E R A

C O N C L U S I O N E S

1.—Dentro de la estructura de Acalapa (domo de Acalapa) las probabilidades petrolíferas decrecen al aproximarse a la zona crestal, estratigráficamente baja. La línea hipotética " X " del plano 1-A separa dos zonas en la estructura:

a.—La comprendida en la parte crestal y sin probabilidades petrolíferas.

b .—La situada en los flancos, en la zona en que se han desarrollado satisfactoriamente los campos petroleros de Arroyo Blanco, Cuichapa y Sur de Acalapa.

2 .—La línea hipotética " X " del plano 1-A debe continuar a través de los flancos este y oeste de la estructvu-a de Acalapa, conservando cierto paialelismo con el contorno de la masa salina, y es probable que atraviese un sistema complicado de fallas tangenciales o periféricas, fallas que han venido funcionando como sellos.

3.—Los hidrocarbm'os fluidos en su migración hacia las zonas estructuralmente altas rio rebasaron los flancos encontra-ronron sellos o trampas estructurales preexistentes.

4 .—La acumulación de hidrocarburos fué posterior a una intensa actividad tectónica que tuvo efecto a fines del Mioceno superior.

5 .—El campo de Arroyo Blanco se encuentra en el flanco norte del domo de Acalapa. y representa ima trampa estructural constituida por el propio flanco y por tres fallas que funcionan como sellos (f 14, f 16. y f 18 del plano No. 2 ) .

6.—Los límites del campo de Arroyo Blanco son: por el norte el contacto agua-aceite dentro de la arena productora. la proyección horizontal de este contacto coincide más o menos con la curva estructural 770 de la cima del Encanto; por el sur. esté y oeste, son respectivamente las trazas —sobre la cima de la formación Encanto— de tres fallas: f l 4 ' . f l 6 ' y f l 8 ' (plano No. 2 ) . El campo así limitado presenta una forma trapezoidal, con una superficie aproximada de 434000 mts-.

7.—Las probabilidades petrolíferas dentro del campo de Arroyo Blanco quedan restringidas al Mioceno inferior (Con-

100 B O L E T Í N DE LA ASOCIACIÓN

GEOLOGÌA DEL C A M P O DE ARROYO B L A N C O , V E R .

B I B L I O G R A F I A

I n f o r m e s d e l a G e r e n c i a d e E x p l o r a c i ó n ( i n é d i t o s ) .

I n f . G e o l . N o . 2 8 8 . — N o t e s o n A c a l a p a . — O . Wilhelm.

I n f . G e o l . N o . 3 2 5 . — A c a l a p a r e g i ó n . — W . Ruegg.

I n f . G e o l . N o . 3 4 4 . — A c a l a p a A r e a . — Z , . W. Walpole.

t n f . S i s m o l ó g i c o N o . 3 0 . — I n g . J. Basurto.

I n f . G e o l . N o . 4 0 0 . — N o t a s s o b r e l a e d a d d e l a s a l e n l a C u e n c a S a l i n a d e l I s t m o . — I n g . Hugo Contreras.

I n f o r m e s g e o l ó g i c o s d e l o s p o z o s A r r o y o P e s q u e r o N o . 1 , A r r o y o B l a n c o N o s . 8 y 9 . — N a r c i s o Paz Rivera.

M E X I C A N A DE GEÓLOGOS PETROLEROS 1 0 1

cepción inferior y Encanto). La arena productora se encuentra dentro del Encanto, y existen dos cuerpos arenosos con impregnación de hidrocarburos dentro de la formación Concepción inferior, los que se consideran como reservas no probadas.

8.—Las reservas de petróleo referidas a la arena productora. y calculadas por el método volumétrico, con los datos geológicos y de producción (estos últimos hasta el 30 de agosto del presente año de 1953) representan 491.357 barriles de petróleo, recuperables a partir de esa fecha empleando los métodos de explotación adecuados.


I N D I C E

I n t r o d u c c i ó n P a g s . 5 7

G e n e r a l i d a d e s • "

E x p l o r a c i o n e s p r e v i a s •>•>

G e o l o g i a e n e l c a m p o d e A r r o y o B l a n c o ,i

E s t r a t i g r a f í a ^> 69

D i s c u s i ó n d e c o n t a c t o s 7 8

G e o l o g i a e s t r u c t u r a l « 8 2

G e o l o g í a E c o n ó m i c a - • •' ?» 8 8

C o n c l u s i o n e s 1 0 0

60

69

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ESTUDIO GEOLOGICO ECONOMICO DEL Narciso Paz Rivera (**)

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