La formación del petróleo en el sur del Golfo de México: predicción de su calidad

M E X I C O
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ESPECIALIDAD: GEOLOGÍA
Demetrio Marcos Santamaría Orozco
Doctor en Ciencias Naturales
25 de septiembre de 2008
México, D. F.

LA FORMACIÓN DEL PETRÓLEO EN EL SUR DEL GOLFO DE MÉXICO: PREDICCIÓN DE SU CALIDAD
Especialidad: Geología 2
CONTENIDO
Página
Resumen ejecutivo 3
I Introducción 4
II Formación del Petróleo 5
III Desarrollo de la geoquímica en México 5
IV Antecedentes 6
V Marco geológico 8
VI Ambientes sedimentarios 10
VII Avances, desarrollos y nuevas metodologías en la
geoquímica
13
VIII Discusión 20
IX Conclusiones 25
X Referencias 26
Agradecimientos 29
Currículo Vital 29

RESUMEN EJECUTIVO
El sur del Golfo de México produce más del 65% de petróleo en México. En esta región
se presentan varios horizontes generadores de aceite crudo y gas asociado:
Oxfordiano, (confirmado en la región de Ek-Balam) Tithoniano, (confirmado en la
mayoría de los yacimientos de la Sonda de Campeche), Turoniano-Cenomaniano (con
indicios por presentar algunos afloramientos en la planicie costera y confirmado en la
parte norte) y Mioceno (también con indicios por extrapolaciones de regiones cercanas
y confirmado en la parte norte). Estos periodos coinciden con intervalos generadores
reportados en otras provincias petroleras del mundo.
El horizonte más prolífico de petróleo en ésta región es el “Tithoniano” y las diferencias
entre los petróleos derivados de estas rocas se deben básicamente a: el grado de
madurez alcanzado por las rocas tithonianas, desde poco maduras (generadoras de
aceite con gravedades menores a 10 °API con contenidos de azufre mayores de 4%)
hasta muy maduras (generadoras de aceites con valores superiores a 45°API con
contenidos de azufre menores de 0.5%), aunque también son influenciados desde su
origen; por los ambientes de depósito que propiciaron el desarrollo y la acumulación de
una gran cantidad de materia orgánica precursora (clima cálido en una plataforma
calcárea de condiciones restringidas), los nutrientes de esos organismos marinos
contenidos en los sedimentos (Jurásico Medio-Superior) tipo calcáreo evaporítico con
altos contenidos de sulfatos, haluros y carbonatos, los microorganismos degradadores
de esos precursores producían altas cantidades de mercaptanos o tioalcoholes, la
distribución espacial de las rocas generadoras tanto lateral (en los tres depocentros de
la plataforma), como verticalmente (siete intervalos de mayor acumulación de materia
orgánica), la escasa alteración por biodegradación o lavado de agua de los aceites
acumulados, principalmente en los yacimientos carbonatados del Cretácico.
La Sonda de Campeche es además un laboratorio natural de generación de petróleo, y
por tanto es posible calibrar y ajustar los resultados de laboratorio y, con un enfoque
metodológico integral (que utiliza datos de pirólisis, cromatografía de gases, cinética
composicional y la integración datos geológicos, geofísicos, de yacimientos y de
producción), es viable predecir, no sólo que relación gas/aceite tendría un petróleo
generado y almacenado en regiones cercanas a zonas productoras pero aún no
exploradas, sino también que composición química y que propiedades físicas habría de
esperarse.
La predicción de la calidad del aceite impacta directamente en los precios de venta y
por ende, es primordial para definir una estrategia de explotación y desarrollo de
nuevos campos.
Palabras clave: Golfo de México, formación de petróleo, rocas generadoras, calidad,
predicción, generación, migración, almacén.

I. INTRODUCCIÓN.
México es y ha sido un país petrolero. En los últimos diez años se ha mantenido entre
los seis países con mayor producción de hidrocarburos del mundo, alrededor de 3
millones de barriles por día en promedio (PEMEX, 2008), pero ¿Por qué tiene tanto
petróleo bajo su subsuelo, ya sea en tierra como en el lecho marino de sus aguas
territoriales? La respuesta es simple, porque en ciertas regiones del país se dieron
condiciones geológicas inmejorables para acumular y preservar grandes cantidades de
materia orgánica, las cuales fueron depositadas junto con otros sedimentos, y con el
transcurrir del tiempo (millones de años) se convirtieron en esas rocas generadoras.
Fue tal el proceso de sepultamiento que las rocas generadoras alcanzaron
profundidades, que incrementaron la presión y temperatura necesarias para generar
hidrocarburos. Posteriormente siguieron fenómenos de expulsión y migración, junto
con una serie de procesos geológicos que formaron trampas, además hubo tal la
sincronía que los hidrocarburos pudieron almacenarse en los yacimientos de las
provincias petroleras de México. La región más productiva de petróleo fue el Golfo de
México y sus zonas aledañas en el continente, donde el principal horizonte generador
fue el Jurásico Superior.
La Sonda de Campeche después de 28 años de producción, sigue siendo la provincia
petrolífera más importante de México, produciendo casi 2 millones de barriles por día
(PEMEX, 2008). Se localiza en el sur del Golfo de México (Figura 1). La exploración
continua en el área del estudio por PEMEX ha dado como resultado una inmensa
cantidad de información geológica, geofísica y geoquímica. Sin embargo, detalles
acerca de la distribución de rocas generadoras en el espacio y tiempo, así como el
entendimiento detallado de los mecanismos que controlan la generación, expulsión,
migración y acumulación de hidrocarburos todavía son poco entendidos.
Figura 1. Localización de la Sonda de Campeche, Sur del Golfo de México. El Pilar
Reforma-Akal está flanqueado en sus extremos oriental por la Cuenca de Comalcalco y
occidental por la Cuenca de Macuspana. El campo más grande en rojo es Cantarell.

||Entender los mecanismos de formación de los hidrocarburos es primordial para la
exploración y una pieza clave para unir la cadena de valor de la industria petrolera.
II. Formación del Petróleo
El petróleo se forma por la descomposición de la materia orgánica contenida en rocas
sedimentarias (Tissot y Welte, 1984, Hunt, 1995). Las rocas generadoras son las que
contienen gran cantidad de ésta, con valores superiores a 1 % del peso de la roca,
generalmente constituidas por sedimentos calcáreos o terrígenos de grano fino y de
colores oscuros. El kerógeno es una macromolécula de cadenas poli-metílicas,
básicamente de átomos de H y C, así como de N, S, y O, que es insoluble en solventes
orgánicos y que fue formada durante la concentración de materia orgánica. La
transformación del kerógeno a petróleo está regida por las leyes básicas de la química.
El factor principal que transforma la materia orgánica concentrada (kerógeno), es la
temperatura.
La formación de petróleo en el Golfo de México es debida a la conjunción de varios
factores, entre estos están: los periodos geológicos que tuvieron las condiciones
necesarias para acumular y preservar grandes cantidades de materia orgánica, los
ambientes sedimentarios, de esos tiempos, que propiciaron el desarrollo de los
organismos precursores y de sus microorganismos degradadores (algunas bacterias
reductoras de los sulfatos), la propia historia geológica del Golfo de México, el grado
de transformación que hayan sufrido los kerógenos contenidos en las rocas
generadoras y su historia de temperatura, los procesos de generación, expulsión,
migración y almacenamiento de los hidrocarburos, asimismo su sincronía y los
procesos geológicos estructurales particulares que hayan acontecido en cada
yacimiento, además de los procesos diagenéticos que las rocas acumuladoras hayan
experimentado. En ciertos lugares también pudo influir la mezcla de aceites o las
alteraciones que le hayan ocurrido al petróleo durante su entrampamiento.
III. Desarrollo de la geoquímica en México
La Geoquímica Orgánica en México comienza a desarrollarse en el Instituto Mexicano
del Petróleo (IMP) en la década de los setentas, una década después de que en otros
países desarrollados ya se había iniciado formalmente. Petróleos Mexicanos (PEMEX)
inicia sus primeros trabajos en los años ochentas.
Los primeros trabajos fueron las determinaciones de: parámetros químicos de la
pirólisis por Rock-Eval, S1, S2, S3, Temperatura máxima (Tmax), índice de potencial
(IP), así como la determinación del Carbono Orgánico Total (TOC por sus siglas en
inglés), Cromatografía de Placa, relación de Vanadio/Níquel, Gravedad API, y
Petrografía Orgánica, y otros tantos más, los cuales fueron realizados primeramente
para la Región Norte (Poza Rica, Ver., Cuenca Tampico-Misantla, Cuenca de Burgos,
etc.), quizás comenzó aquí, porque en esa región se tuvo producción desde inicios del
siglo pasado. Poco tiempo después se hicieron trabajos en la Región Sur. Esta región
empezó a tener producción en los 60 y 70´s, con el descubrimiento de los campos J.
A. Bermúdez, Sitio Grande, Cactus, y otros más. Algunos de los análisis fueron: Rock-
Eval, COT, Índice de Alteración Térmica (TAI por sus siglas en inglés), reflectancia de
la vitrinita (%Ro), etc. Por último la Región Marina inició su producción franca, hasta
los inicios de los 80´s y en ésta región se hicieron además de los análisis antes

mencionados, investigaciones más especializadas como: Cromatografía liquida de alta
presión (HPLC por sus siglas en inglés) y Cromatografía de Gases y Espectrometría de
Masas (GC-MS por sus siglas en inglés), cinética por Rock–Eval V, determinación de
algunos biomarcadores e isotopía de carbono, entre otros.
En el IMP los grupos pioneros fueron comandados por: Teresa de Castro, Jaime Rueda,
Guadalupe Saenz, Carlos Beltrán y Cristóbal León, quienes aportan numerosos datos
de API, TOC, Tmax, % Ro, etc., mientras que en PEMEX los grupos fueron dirigidos por
Calos Arredondo, Noel Holguín y María Anunciata Romero, quienes hicieron trabajos de
integración geológica geoquímica.
Años más tarde, en la década de los noventas, un grupo de especialistas del IMP salió
a capacitarse tanto en el extranjero, como en el país, trayendo nuevas técnicas y
metodologías que implantan poco a poco en los análisis y estudios especializados de
las diferentes especialidades de la geoquímica orgánica (Biomarcadores, Geoquímica
de Yacimientos, Modelado Geoquímico, Isotopía, Pirólisis, Cinética composicional, etc.).
La mayoría de ellos hacen interpretación e integración de datos e información
geológica y geoquímica de varios campos y provincias petroleras de México. Mientras
tanto, el Laboratorio de Geoquímica y Petrografía Orgánica del IMP siguió
incrementando sus capacidades analíticas y tecnológicas, certificándose con la Norma
ISO-9002 en el año 2000. Actualmente, este laboratorio, está muy bien equipado y
realiza casi todos los análisis especializados en este tema.
Por otro lado, los especialistas de PEMEX se han especializado en los trabajos de
integración geológica y geoquímica, para establecer el modelado de cuencas de las
provincias petroleras de nuestro país. Últimamente, varias compañías privadas, en su
mayoría extranjeras, también han aportado muchos datos y servicios de geoquímica
orgánica a PEMEX.
Con todo este esfuerzo se ha comprendido más el elemento generador de los sistemas
petroleros de México.
IV. Antecedentes
Los primeros estudios geoquímicos del sudeste del Golfo de México fueron realizados
en el IMP a principios de los años 80´s, pero no fueron publicados. En esos estudios se
identificaron las rocas jurásicas como la principal fuente de aceite y gas de la región.
Los intervalos generadores fueron reportados por contener kerógeno tipo II. Los
análisis de los fluidos de los yacimientos, permitieron adicionalmente identificar tres
grupos de aceite. Dos de origen Jurásico en la zona marina y otro del Cretácico en la
región de Villahermosa (Tabasco). Se expuso además, que las diferencias entre esos
dos aceites se debía a los diferentes grados de madurez o a la biodegradación y
concluyeron que el principal intervalo generador era la secuencia del Tithoniano.
Adicionalmente, se determinó que los principales yacimientos se encontraban en las
brechas calcáreas del Cretácico Superior y, encontraron otros horizontes con potencial
presente, como las secuencias del Kimmerigdiano y Mioceno.
La integración datos geoquímicos (TOC y Rock-Eval) disponibles de 130 pozos de la
Sonda de Campeche y la región de Chiapas-Tabasco indica que las diferencias
composicionales de los hidrocarburos se deben a las variaciones de madurez de las
rocas generadoras, lo cual era función del sepultamiento. El inicio de la generación del
petróleo (para las rocas generadoras del Tithoniano) empezó en el Mioceno en el área

de Reforma-Tabasco y hasta el Plio-Pleistoceno en la Sonda de Campeche, marcó el
inicio de la ventana de generación de aceite en un valor de 7 y no de 15 del índice
tiempo temperatura (TTI por sus siglas en inglés) como originalmente lo habían
establecido otros autores. Los aceites de la Sonda de Campeche son más pesados que
los del área de Reforma-Tabasco, quizás porque esta última región empezó a generar
en una fase más tardía de madurez (Holguín, 1987). En este estudio faltaron datos de
reflectancia de vitrinita para corroborar tal aseveración.
Una recopilación de más de 10 mil datos e información geoquímica describió todas las
rocas generadoras, exploradas hasta ese entonces, de México. Destacan por su alto
contenido de TOC e hidrocarburos potenciales las calizas arcillosas y lutitas calcáreas
de ambientes restringidos del Tithoniano (González y Holguín, 1991). En esos años las
reservas petroleras de las Cuencas del Sureste, que incluyen a la región marina,
sobrepasaban los 37.5 billones de barriles.
En 1993 PEMEX y Chevron colaboraron en un estudio regional del sudeste de México.
Las dos compañías realizaron análisis de rocas y aceites por GC y GCMS, e hicieron
una correlación sistemática de sus resultados, ambos indicaron que las rocas
generadoras pertenecían a estratos del Jurásico Superior tanto para la Sonda de
Campeche, como para el área Reforma-Tabasco. Ellos concluyeron adicionalmente que
la inmensa mayoría de los campos fueron llenados por lo que había generado la
secuencias de rocas del Tithoniano y sólo una parte menor por las secuencias de rocas
del Oxfordiano. Los datos geoquímicos indicaron que el intervalo de Tithoniano-
Berriasiano tuvo el mejor potencial de generación de petróleo y gas, con un kerógeno
tipo II-S. Le seguían las lutitas y margas de las unidades Oxfordiano-Kimmeridgiano.
En este estudio se muestran los primeros datos de reflectancia de la vitrinita, que
confirma la variación de la madurez de NE-SW en las rocas generadoras en la Sonda
de Campeche.
Estudios internos del IMP (1994) hechos en cinco pozos productores de la Sonda de
Campeche y la región de Reforma-Tabasco muestran la primera caracterización
cinética de la generación del hidrocarburo en el área del estudio. Para esto fue
utilizado un Rock-Eval V. Los datos informan que el kerógeno inmaduro del Pozo
Tunich tuvo un potencial inicial de 144-mgHC/gTOC para una energía de activación
(Ea) de 51 kcal/mol y un solo factor de frecuencia principal (A) de 1.969 E+13
seg.-1
.
En base a análisis de biomarcadores y datos isotópicos fueron reconocidas tres familias
de aceite en la región costa afuera del sudeste que México (IMP 1995 no publicado).
Adicionalmente la correlación roca generadora-aceite indicó que la mayor parte de los
aceites provenía de la secuencia generadora es del Jurásico Superior. Se ratificó
también que las rocas generadoras contienen un kerógeno tipo II a II-S, debido a la
presencia de enlaces débiles de azufre y fue establecido que generaron petróleo
comenzó a partir de un metamorfismo de bajo grado. Como parte de un estudio más
amplio Mello et al. (1995) reconocieron que el Jurásico Superior contenía la roca
generadora más prolífica de todo el Golfo de México.
Los subsistemas generadores del área marina de Campeche fueron definidos por
Romero et al., (2001), en tres horizontes generadores (Oxfordiano, Tithoniano, y
Mioceno). Sin embargo más del 90% de toda la generación de hidrocarburos
corresponde a la secuencia del Tithoniano (Ortuño, 1999) y no existe aun, un pozo
productor de aceite crudo de origen Mioceno. Al igual que estos tres horizontes,
también el Turoniano está presente en la parte norte del Golfo de México y los cuatro
horizontes coinciden perfectamente con otras regiones del mundo donde se han

observado este tipo de rocas generadoras (Klemme y Ulmishek, 1990). Sistemas
análogos de este tipo de rocas podemos encontrar en Arabia, Kuwait, Omán, Emiratos
Árabes, Qatar, Irak, Irán, Siria, Turquía, Albania, Grecia, Sicilia, España, Venezuela,
Colombia, Cuba y EUA.
El origen del petróleo en las cuencas del sureste de México fue propuesto por Guzmán
y Mello (1999) basado en análisis isotópicos y de biomarcadores provenientes de
aceites de pozos productores de la región. Este trabajo sirve de base para establecer y
comparar más aceites de México. Con este mismo enfoque Guzmán et al., (2001)
postulan el origen del petróleo en las sub-provincias mexicanas del Golfo de México.
No obstante, en estos trabajos se dejan muchas interrogantes sobre la formación del
petróleo y su materia orgánica precursora, así como la evolución que sufrieron los las
rocas generadoras y sus kerógenos para llegar a generar tanto aceites y gas o llenar
los yacimientos del Golfo de México.
V. Marco Geológico
La evolución geológica de la Sonda de Campeche estuvo controlada por la apertura del
Golfo de México. La ruptura del super-continente Pangea comenzó con la apertura del
Océano Atlántico. Esta apertura empezó antes en el norte (Triásico Tardío - Jurásico
Temprano) que en Centro y Sudamérica (Jurásico Tardío - Cretácico). Durante el
Jurásico Temprano-Medio, una parte de este rift originó la formación del Golfo de
México.
A pesar del hecho que las rocas basálticas son típicas de corteza oceánica, aún no se
han perforado este tipo de rocas en el Golfo de México. Sin embargo, datos magnéticos
y gravimétricos apoyan el hecho que el basamento, en la parte central del Golfo de
México, consiste en este tipo de rocas ígneas.
Durante la fase inicial del rift (Jurásico Temprano (?)) en la Sonda de Campeche, un
fallamiento activo fue el responsable de la subsidencia a lo largo de una tendencia
predominantemente NW-SE. Desde un punto de vista sedimentológico, este episodio
se caracterizó por la el depósito de sedimentos arenosos fluviales y eolíticos. Durante
el Jurásico Medio el Proto-golfo de México estuvo dominado por la el depósito de
grandes espesores de evaporíticas, debido a las condiciones marinas restringidas y
clima caluroso. La Sal Louann fue depositada en la parte norte del Golfo de México,
considerando que las secuencias evaporíticas en la parte del sur ocurrieron en el
Calloviano. La Sal Louann fue cubierta por las Formaciones Norphlet y Smackover,
mientras que la Sal calloviana fue cubierta por el Grupo Ek-Balam del Oxfordiano.
Desde el Jurásico Tardío, el sur del Golfo de México, se caracterizó por el depósito de
sedimentos clásticos en una plataforma externe o cuenca poco profunda. Durante el
Cretácico el ambiente sedimentario cambió a una plataforma carbonatada, y
predominó el depósito de carbonatos, dolomitas y lutitas. La reducción de tasas del
sepultamiento puede atribuirse la declinación de la fase de la subsidencia termal. El
tiempo del Paleoceno estuvo marcado por el depósito de brechas calcáreas
(dolomíticas). El impacto de un meteorito de más de 10 Km. en el diámetro hacia la
paleo-plataforma de Yucatán (Chicxulub) al final del Cretácico (Grajales et al., 2000),
se advierte ahora como la explicación más creíble para la existencia de estas brechas,
extendidas en una gran área durante el Paleoceno.

Las etapas más tardías del Terciario y Cuaternario se caracterizaron por el depósito de
grandes cantidades de terrígenos, compuestos de sedimentos bentoníticos, arcillas,
limos y arenas. La rotación y desplazamiento de la micro-placa Honduras-Nicaragua
(bloque Chortis), durante la formación de Centroamérica y el Caribe, dio como
consecuencia un levantamiento de la región sur y emergió la Sierra de Chiapas, la cual
fue de nuevo la fuente del mayor suministro del sedimentos hacia el sur del Golfo de
México. Varias discordancias en el área del estudio han sido nombradas en el Terciario,
pero sólo dos han tenido un carácter regional. La primera ocurrió durante el Oligoceno-
Mioceno debido al movimiento lateral de la micro-placa del Caribe. La segunda ocurrió
durante el Mioceno Temprano y se relaciona a la relajación del régimen del
compresivo. Del Mioceno al presente, sin embargo, ocurrieron las tasas de
sedimentación más altas y éstas se relacionan con el tectonismo del sistema
transpresivo-transtensivo.
Una síntesis de los principales eventos geológicos sobre la evolución de la Sonda de
Campeche se muestra en Figura 2. La geología de la Sonda de Campeche es descrita
en la “Monografía Petrolera de la Zona Marina”, donde expone el estado del arte de la
región desde 1970 hasta esa fecha. El trabajo se basa en una recopilación de artículos
publicados de la región, de muchos informes internos de PEP-PEMEX y de la gran
experiencia de este autor en esa región (Ángeles, 2006).
Figura 2 Tabla estratigráfica mostrando los principales eventos geológicos, como: tipo
de sedimentación, inestabilidad o estabilidad tectónica, variaciones en las tasas de
sedimentación y los sistemas petroleros.

VI. Ambientes sedimentarios
Las principales rocas generadoras de la región están representadas por lutitas
calcáreas y calizas arcillosas, la mayoría de ellas presenta laminación horizontal. De
acuerdo con los datos estratigráficos, sedimentológicos y paleontológicos; el depósito
ocurrió en una plataforma carbonatada tipo rampa, con algunos intervalos de gran
aporte de terrígenos de grano fino, la cual era la continuación occidental de la
plataforma marina de Yucatán. En esta plataforma externa había algunas depresiones
profundas que restringían la circulación de las aguas y por tanto se facilitaban las
condiciones de anoxia y reductoras.
Para hacer la petrografía orgánica de las rocas, fueron realizados análisis en luz
reflejada en secciones pulidas que usan luz fluorescente azul y luz blanca. La técnica
usada consistió en determinar la ocurrencia y proporción relativa de diferentes tipos de
macerales en los sedimentos. Éstos se diferenciaron según su forma, estructura y
reflectividad. Los macerales fueron divididos en tres familias principales: liptinitas,
vitrinitas e inertinitas que se caracterizan por un grado creciente de reflectividad. El
primero incluye alginitas, esporinitas, cutinitas, resinitas y bituminitas (derivadas de
algas, esporas, cutículas, resinas y bitúmenes). Las liptinitas están caracterizadas por
una fluorescencia fuerte bajo la excitación luz azul. La vitrinitas se forman de los
tejidos celulares macizos de las plantas mayores, o a través de la precipitación y
gelificación de substancias húmicas y su poder de reflexión varía en el transcurso de la
diagénesis orgánica. El grupo del inertinitas incluye materia orgánica que se ha
oxidado por los fuegos naturales (semi-fusinitas y fusinitas) o, porque el esfuerzo
térmico ha sido tal, que ya ha alcanzado estados metagéniticos. Por lo tanto, las
propiedades de los macerales individuales cambian sistemáticamente en función de la
evolución diagenética o el incremento térmico (Figura 3).
Figura 3. Distribución de los kerógenos de las rocas generadoras del Tithoniano y su
tendencia de madurez, en un Diagrama de Van Krevelen.

Un cierto grado de variabilidad fue observada en la distribución espacial de materia
orgánica de la secuencia del Tithoniano. Esto puede ser debido a las variaciones en las
sucesiones sedimentarias, cambios en la hidrodinámica, cambios en el ambiente de
depósito local, cambios climáticos, cambios en las tasas de sedimentación, variaciones
en el grado de alteración o variaciones en la madurez. La distribución de la materia
orgánica en los sedimentos varió de predominantemente de laminado a lenticular,
continuo y dispersado. Adicionalmente los cambios en la morfología, color y textura de
la materia orgánica fueron considerados en la determinación de la facies orgánica más
detallada. Una sola facies orgánica fue reconocida en el área del estudio, con tres sub-
facies orgánicas que varían con respecto a su madurez y distribución geográfica.
Estructuras sedimentarias observadas en las rocas generadoras del Tithoniano fueron
principalmente laminación, laminación cruzada de ángulo bajo y micro-ondulitas.
Prácticamente no fue observada ninguna bioturbación. Algunas micro-estilolitas se
encontraron en los sedimentos de la parte del sudoeste del área del estudio
considerando que las partes nororientales y centrales, a pesar del hecho que las
profundidades del sepultamiento son mayores a 4 Km., apenas es visible cualquier
deformación del sedimento. Un ejemplo se vio por la presencia de un cráneo de pez de
que no mostraba deformación alguna, el cual fue observado bajo la luz del microscopio
(Foto 1).
Foto 1. Cráneo de un pez, a pesar de que
el núcleo de roca fue colectado a más de
4000 metros de columna litológica, no
presenta casi deformación.
Foto 2 Muestra representativa de la facies
B1, en color rojo la clorofilinita, en color
amarillo alginitas. Y en negro pirita
botroidal.
La primera sub-facies (facies B1) se encontró en la parte nororiental del área del
estudio. La materia orgánica estaba aquí compuesta de abundantes alginitas (p. ejem.
Tasmanites sp.), y material amorfo. La presencia de bituminita es notable, mientras
que son escasas las esporinitas. Una característica importante de las muestras
analizada fue la presencia de clorofilinita en algunas muestras de núcleos de pozos.
Este maceral se caracteriza por un color de fluorescencia rojo vivo que, se altera
durante una prolongada exposición de luz azul (3 a 15 min.) para cambiar a un color
de fluorescencia parduzco-amarillo (Plato 1). La presencia de este tipo del maceral
normalmente se restringe a sedimentos muy inmaduros depositados bajo las
condiciones del anóxicas. Bajo la excitación de luz azul los colores de fluorescencia
dominantes de las liptinitas fueron amarillos, castaño y rojo (Foto 2). En la luz blanca

reflejada, vitrinitas (telocolinitas y desmocolinitas) e inertinitas (fusinitas) así como las
piritas framboidales y otros minerales constituyentes (cuarzo, calcita) fueron
reconocidos. Algunas vitrinitas mostraron alteración debido a la oxidación, indicando el
retrabajo de estas partículas. Aproximadamente 20% del área total bajo el campo de
visión del microscopio consistió de ésta materia orgánica. Normalizando toda la
materia orgánica 80% consistió de liptinitas, 15% vitrinitas y 5% inertinitas.
La sub-facies B2 se encontró en la parte central del área del estudio. La materia
orgánica esta predominantemente compuesta de alginitas, bituminitas y material
amorfo. Los colores de fluorescencia son amarillos y anaranjados. Huesos de peces son
comunes (Foto 3). En luz reflejada, vitrinitas (desmocolinitas y telocolinitas),
inertinitas (semifusinitas y fusinitas), también se identificaron pirita framboidal y otros
minerales. Las vitrinitas oxidados fueron menos comunes que en la sub-facies B1. La
materia orgánica contribuyó en promedio de un 5% de la muestra total. La
ponderación de la materia orgánica consistió en 75% liptinitas, 15% vitrinitas y 10%
inertinitas. La vitrinitas generalmente son de tamaño más pequeño que en la sub-
facies B1 que va de 6 a 30 m.
La sub-facies B3 se encontró en la parte del sudoeste del área del estudio. Se
caracterizó por escasas alginitas y materia orgánica amorfa. Bajo la excitación de luz
azul, los colores de fluorescencia predominantes fueron rojos oscuros, naranjas y
naranja-amarillo (Foto 4). Fósiles planctónicos calcáreos fueron abundantes. Bajo la luz
reflejada las vitrinitas (desmocolinita y telocolinita), inertinitas (semifusinitas y
fusinitas), abundantes piritas framboidales, también se observaron otros materiales
inorgánicos. En está región la materia orgánica contribuye sólo en un 3% a la muestra
total. 80% de esta son liptinitas, 5% de vitrinitas y 15% de inertitnitas.
Foto 3. Muestra representativa de la
facies B2, gran contenido de material
amorfo litodetrinita (alginitas en
amarillo), con huesos de peces,
radiolarios calcáreos.
Foto 4. Muestra representativa de la
facies B3, nótese el color oscuro de la
materia orgánica que indica un avanzado
esfuerzo térmico.

Estas rocas fueron nombradas Formación Edzna y divididas en tres miembros por
Ángeles-Aquino y Cantú-Chapa (2001). La unidad consta de tres miembros F, G y H.
El miembro más bajo es un mudstone arcilloso y lutitas bentoníticas de color gris claro
a castaño oscuro. El miembro medio consiste de lutitas calcáreas gris oscuro y lutitas
calcáreo arenosas negras intercaladas con calizas arcillosas de color oscuro. El
miembro superior consiste de mudstones arcillosos y bentoníticos con apariencia
balquecina. Estos mudstones están dolomitizados en algunas regiones de la
plataforma.
Esta formación se correlaciona con las formaciones: La Casita, de los estados de
Chihuahua, Coahuila, Zacatecas y Nuevo León; la formación Tamán, de los estados de
Tamaulipas, San Luis Potosí, y Veracruz, la Formación Pimienta, de los estados
Veracruz y Puebla, la Formación San Andrés, de los estados de Tamaulipas y Veracruz,
la Formación Las Trancas de los estados de Hidalgo y Querétaro, la Formación
Tepexilotla, de los estados de Veracruz y Oaxaca, la Formación Chinameca, de los
estados de Veracruz y Tabasco, la Formación Todos Santos, de los estados de Tabasco
y Chiapas y los Lechos rojos de los estados de Campeche y Yucatán.
VII. Avances, desarrollos y nuevas metodologías en la
geoquímica
En el IMP (1998) se hizo una integración a nivel nacional de datos geoquímicos a
petición de PEP-PEMEX. La integración abarcó tanto una base de datos de distintos
análisis, (COT, Tmax, IP, S2, %Ro, Cromatografía, API, Biomarcadores, Isotópicos,
Va/Ni, etc.), así como un atlas cartográfico, de los distintos parámetros geoquímicos,
para mostrar la riqueza, calidad, madurez, potencial, etc. Con este estudio se pudieron
establecer los horizontes generadores de todas las cuencas petroleras de México.
También se ratificó que el Tithoniano es la roca generadora con mayor distribución
espacial y con el potencial generador más importante del Golfo de México y sus áreas
adyacentes en el continente.
Como se mencionó anteriormente las rocas generadoras del Tithoniano en la Sonda de
Campeche revelan una sola facies orgánica con tres sub-facies, que de acuerdo a la
clasificación de Jones (1987), todas ellas corresponden a la clase B, facies marinas con
un alto potencial de aceite y bajo potencial de gas (Santamaría, et al., 1995). No
obstante, las sutiles diferencias en composición y relación gas/aceite se deben a la
variación su de madurez, así como al tipo de contenido orgánico y a su abundancia
relativa. Las rocas generadoras abarcaban todo el rango de madurez de la ventana de
generación de aceite desde 0.36 hasta 1.29 % Ro (Figura 4).
La riqueza orgánica de las rocas generadoras del “Tithoniano” en la Sonda de
Campeche depende además de los controles eustáticos que sucedían cuando se
depositaron (Santamaría et al., 1997), si ocurría una regresión la concentración de
materia orgánica era baja, pero si sucedía lo contrario y se daba una transgresión y la
cantidad aumentaba. El horizonte generador presenta siete zonas de abundancia
orgánica y abarcaba desde la parte superior del Kimmeridgiano Superior hasta el
Berrasiano Inferior (Figura 5) y esto se determinó usando datos paleontológicos y la
respuesta de algunos registros eléctricos de pozos. La interpretación de este intervalo
coincide con siete ciclos de 3er orden, que a su vez concuerdan con los ciclos
eustáticos propuestos en las curvas de Haq, (1987), y puede ser respaldada por el
trabajo de Órnelas et al., (1993), quienes se basaron en estudios de biozonificación,

determinando también siete zonas de abundancia y diversidad faunítica. Sus
contenidos faunísticos varían de lo más joven a lo más antiguo de: Crassicollaria,
(Tithoniano Superior) Sacocoma arachnoidea, Parastomiophaera malmica, y radiolarios
(Tithoniano Medio-Inferior) Carpistomiospheera borsai y abundantes radiolarios
(Kimmeridgiano Superior-Tithoniano Inferior). La variación no solo fue vertical, sino
también horizontal y se presenta más riqueza orgánica en los tres depocentros de la
Sonda de Campeche (Figura 6), en uno de estos se encuentra el Campo Canterell.
Figura 4. Distribución de la reflectancia de la vitrinita y su tendencia espacial que varia
de NE a SW, los valores cubren toda la ventana de generación del aceite.
Santamaría et al., 1998a, proponen que la Sonda de Campeche es única en su tipo,
pues se comporta como una laboratorio natural de generación de petróleo y observan
que los compuestos benzo y dibenzo - tiofenos tanto de los extractos de rocas
generadoras como de los aceites crudos relacionados son influenciados por la madurez,
estableciendo el índice C3-di benzo thiofeno (compuestos orgánicos de azufre), el cual
puede ser aplicado, tanto para extractos de roca generadora, como para aceites crudos
y cubre casi toda la ventana de generación de aceite (Figura 7).
La distribución de algunos carbazoles y dibenzocarbazoles (compuestos orgánicos con
nitrógeno) en aceites crudos y extractos de rocas generadoras de la Sonda de
Campeche varían con respecto al incremento del esfuerzo térmico, y no con respecto a
la distancia de migración (Figura 8). Por lo tanto, la distribución depende de las facies
orgánicas y de la madurez. La madurez controló además la composición de petróleo
(Horsfield et al., 1998a, Clegg et al., 1998). Estos resultados también demostraron la
utilidad limitada de la proporción de los benzocarbazoles (Larter et al., 1996) como un
indicador de distancia de migración en el sistema petrolero de alta impedancia (como
fue definido por Demaison & Huizinga, (1994).
El análisis de 7 kerógenos del Tithoniano del sur del Golfo de México, a través de la
pirólisis acoplada a un cromatógrafo de gases fue desempeñada por Santamaría.,
1998b, quienes utilizaron la técnica de alícuotas de sílice selladas a micro escala

(MSSV por sus siglas en inglés) y describieron a detalle la serie de compuestos
orgánicos de azufre, en su mayoría alquil - tiofenos y alquil – dibenzo - tiofenos y
como se iban perdiendo conforme aumentaba el esfuerzo térmico o calentamiento.
Figura 5. Cálculo del TOC por medio de registros eléctricos de pozo de la secuencia de
rocas generadoras del Tithoniano en un pozo de la zona nordeste, la menos madura y
por consiguiente la que presenta los más altos valores.
Horsfield, et al. (1998b) predicen de manera general, las composiciones del petróleo
usando un nuevo enfoque de la pirólisis MSSV acoplada con un modelo cinético y datos
de PVT. Un año más tarde, en México, Santamaría y Romero, 1999, realizan el primer
intento por predecir las propiedades físico-químicas de aceites primarios, usando un
enfoque datos de pirólisis MSSV (Figura 9).
Figura 6. Espesores de la secuencia de rocas generadoras del Tithoniano. Note los tres
depocentros que se alinean en dirección NE-SW, el depocentro II envuelve al campo
Cantarell.

El detalle de las rocas generadoras y los aceites crudos relacionados de la Sonda de
Campeche fue descrito por Santamaría, (2000). En este trabajo se describe todos los
análisis geoquímicos que se aplicaron a la secuencia del Jurásico superior. También se
describe los ambientes de depósito de las rocas del Tithoniano desde un punto de vista
del marco sedimentológico. Las técnicas analíticas que se han desempeñado en este
trabajo de integración de ideas, se muestra en la Figura 10. Las cinéticas que reporta
para las rocas generadoras del Tithoniano son: para la roca inmadura con una
reflectancia de vitrinita de 0.38 %Ro (Pozo Chac Mool-1) Energía de activación (Ea) de
54 kcal/mol y, factor de frecuencia (A) de 2.7 E+16
min-1
, mientras que para la roca
más madura con 1.09 de %Ro (Pozo Mison-1), una Ea de 74 kcal/mol y A de 7.7 E+21
min.-1
.
Figura 7. Parámetro molecular de madurez que puede servir tanto para extractos de
roca generadora, como para aceites crudos relacionadas a las primeras. El Índice C3BT
está basado en compuestos orgánicos con azufre. El ajuste que tiene es mayor de
96%. Cuadros rojos aceites crudos, rombos azules extractos de rocas generadoras.
Figura 8. Parámetro molecular utilizado originalmente para calcular la distancia de
migración. Los carbazoles son compuestos orgánicos con nitrógeno. En la Sonda de
Campeche donde la migración es básicamente vertical y de relativas cortas distancias,
el parámetro es afectado por la madurez. Cuadros rojos aceite crudos, rombos
extractos de rocas generadoras.
0.4
0.5
0.5
0.6
0.6
0.7
0.7
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4
Reflectancia de la Vitrinita %
Benzo(a)Carbazole/(Benzo(a)Carbazole+Benzo(
c)Carbazole)

Una de las secuencias en el mundo entero, donde se han reportado más parámetros de
madurez, ya sean, ópticos, químicos, moleculares, e incluso indirectos, como respuesta
la respuesta de los registros eléctricos de pozo (Figura 11), ha sido las rocas
generadoras de la Sonda de Campeche (Santamaría y Horsfield., 2001).
La formación del petróleo fue desempeñada utilizando un enfoque de balance de
masas, el cual se basaba en la relación de transformación (TR por sus siglas en inglés).
Para esto se tomaron dos secuencias naturalmente maduradas, que mostraban todo el
rango de la madurez, una fue de Canadá y la otra de México, (Horsfield, et al., 2001).
El campo más grande de México y el segundo en el mundo después de Ghawar en
Arabia Saudita (4.5 millones de barriles de aceite por día, (mbd)), es hasta hora
Cantarell, con una reserva original de más de 30 mil millones de barriles. Este campo
llegó a producir más de 2.1 mbd en el 2003 y hasta el 2007 había producido más de
11.5 mil millones de barriles. Les sigue en producción el campo Burgan en Kuwait con
1.7 mbd. Cantarell “El Gigante” o campo supercargazo, tiene grandes
intercomunicaciones de sus aceites crudos, como fue demostrado en el estudio de
geoquímica de yacimientos (Santamaría, et al., 2002). Las cuales ocurren, porque
existe dentro del yacimiento fenómenos de convección, debido a la explotación misma
del campo que provocan las plataformas de producción.
Santamaría y Horsfield., 2003, calcularon el potencial de generación de gas las rocas
generadoras del Tithoniano en el Sonda de Campeche, el cual siempre es bajo respecto
a la generación total de hidrocarburos. En etapas de bajo estrés térmico son menores
a 10% y en etapas de gran estrés térmico no sobrepasa el 45 %. Estos gases siempre
son del tipo asociado y amargo, con altos contenidos de S, H2S, CO2 y N2.
Figura 9. Comparación de
resultados de dos series, una
madurada artificialmente utilizando
la técnica de pirólisis MSSV y la otra
de una naturalmente madurada. En
la primera se usó la muestra
inmadura 0.36 %Ro y se calentó en
7 pasos, en la segunda se usaron 7,
cada una de ellas con distinta
madurez, desde 0.36 hasta 1.29
%Ro.

Figura 10. Técnicas analíticas utilizadas para hacer la caracterización geoquímica, tanto
de las rocas generadoras de la región sur del Golfo de México, como de los aceites
crudos relacionados. Modificado de Santamaría, 2000.
Figura 11. Parámetros de madurez, ópticos, químicos y moleculares de las rocas
generadoras de petróleo en sur del Golfo de México (Tomado de Santamaría y
Horsfield 2001).
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
R
r
IAT
Tm
ax
IH
PI
S2
B(a)Cz/B(a)C
z+B(c)C
z2M
N/1M
N
2EN/1EN
20S/(20S+20R
)Ts/(Ts+Tm
)
4-M
DR
2,3-M
DR
M
D
R
M
D
R’
Ph/C
18
ED
R’BTs/DBTs
C
3BTI
Ajuste lineal R
2
con % Ro

Santamaría y Horsfield., 2004 predicen las cantidades y composiciones de gas y aceite
en zonas aún no perforadas de la Sonda de Campeche y utilizan la relación gas aceite
(GOR por sus siglas en inglés) obtenida de los pozos productores y la comparan con la
relación obtenida en el laboratorio, a través de un análisis de pirólisis en sistema
cerrado, usando la técnica MSSV. Los resultados son sorprendentes ya que el ajuste es
de casi un 90 % y con esta correlación es fácil extrapolar los datos a regiones cercanas
pero aun no exploradas, varios diagramas sobre la metodología para predecir la calida
de aceite son mostrados en las Figuras 12 y 13.
Santamaría, 2006, estima los volúmenes de hidrocarburos en la Sonda de Campeche
usando un enfoque geoquímico integral.
Figura 13 Distribución de la relación Gas/Aceite (GOR) de la Sonda de Campeche. La
configuración fue obtenida por datos de producción a boca de pozo y por los
experimentos de maduración artificial usando la Pirólisis en sistema cerrado y acoplada
a un cromatógrafo de gases, el MSSV.
Figura 12 Comparación de las
relaciones Gas/Aceite GORs (peso
/peso) desde la Sonda de
Campeche para predecir la
evolución de GOR como una
función de madurez, como fue
descrita por la reflectancia de la
vitrinita % Ro, basado en el
análisis de MSSV de una
secuencia de rocas generadoras
del Tithoniano muestra inmadura
del área del estudio. Las
madureces del petróleo fueron
determinadas usando el enfoque
discutido por Santamaria et al.
(1998).

VIII. Discusión
Las rocas generadoras del Tithoniano en la Sonda de Campeche representan un
laboratorio natural ideal para la formación de petróleo. Ellos contienen kerógenos del
Tipo-II ricos en azufre, los cuales progresivamente son craqueados para formar el
petróleo con la creciente madurez, empezando a producir aceite en valores tan bajos
como 0.45 %Ro. El incremento de la madurez ocurre del nordeste hacia el sudoeste en
un sentido geográfico. Diferencias menores en el tipo de kerógeno, están relacionadas
a las organofacies, mientras que las mayores, se deben a la madurez térmica.
Los alquil – benzo - tiofenos son generados abundantemente conforme se incrementa
la madurez considerando que los alquil – dibenzo - tiofenos son generados
principalmente en las fases de más alta madurez. La relativa abundancia de las
especies de isomeros de C3-alquil – benzo - tiofeno son especialmente sensibles a los
cambios en la madurez de la materia orgánica. Un nuevo parámetro de madurez, el
índice C3-benzo - tiofeno (C3BTI), muestra una muy buena correlación entre los
valores de reflectancia de vitrinita (R2
=0.96, n=10). El MDR´, basado en los alquil-
dibenzo - tiofenos, también tiene un amplio rango dinámico.
La aplicación de los parámetros C3BTI y MDR´ al área de estudio revela varios posibles
escenarios que pueden explicar la historia de llenado de los yacimientos en la parte
sur-occidental de la Sonda de Campeche. El hecho que las concentraciones de benzo-
tiofenos y di-benzo-tiofenos en aceites muestren las mismas relaciones de madurez
que en las rocas generadoras, apoya fuertemente la idea que las vías de migración
fueron principalmente verticales, posiblemente asociadas con un tiempo tardío de la
formación de las trampas.
Las rocas generadoras de la secuencia del Tithoniano representan esencialmente una
organofacies casi uniforme que abarca un amplio rango de madurez (0.36-1.29 %Ro)
y su aceites crudos asociados (0.49-0.92 %Re), esto proporciona un oportunidad única
para estudiar los efectos de maduración tanto en las rocas generadoras como en los
aceites crudos, así como los efectos de fraccionación causados por la expulsión
primaria, porque la expulsión de los hidrocarburos fue por pulsaciones y no en forma
continua.
La determinación cuantitativa de carbazoles derivados de las rocas generadoras
carbonatadas del Tithoniano revelan que el pico de máxima generación y la retención
ocurre a un la fase de madurez relativamente tardía (con un rendimiento máximo a
1.09 %Ro). El agotamiento de carbazoles y metil - carbazoles en las rocas generadoras
entre 0.36-0.81 %Ro y un aumento de estos compuestos en los aceites crudos (0.49-
0.92 porcentaje de reflectancia equivalente (%Re) e indica que estos compuestos se
expelen de las rocas generadoras en el rango de esta madurez. Sin embargo, un
examen de la distribución de la llamada envolvente, parcialmente cubierta por los
carbazoles expuestos, revela que esa expulsión primaria no siguió una distribución
individual de estos compuestos, los cuales están basados en la envolvente de los
efectos durante la migración primaria. No fue observada ninguna diferencia en la
distribución de estos compuestos en cualquiera de las rocas generadoras y aceites.
Finalmente, el aumento sistemático de la proporción de benzo-carbazoles, tanto en las
rocas generadoras, como en los aceites crudos, indica que esta proporción está
fuertemente controlada por la madurez de la roca generadora. Así, en los sistemas
petroleros dónde la distancia de la migración vertical del aceite es corta, que ha
ocurrido a través de las fallas y las fracturas, esta relación no debe usarse para

estimar la distancia de migración o direcciones de carga. De hecho la relación en estos
aceites indica cuanto de la roca generadora se ha expelido a tal madurez.
Las tendencias de las relaciones gas-aceite GOR de campo a nivel regional son
consistentes con el llenado instantáneo, mas que aquel acumulativo. Las predicciones
de GOR usando el enfoque de balance de masas, los experimentos de maduración
artificial y la cinética multicomponente, apoyan la noción de que las vías de migración
fueron principalmente verticales en asociación con un tiempo tardío de la formación de
las trampas.
Figura 14. Diagrama Gravedad °API vs contenido de Azufre %, en muestras de aceite
crudo de la Sonda de Campeche. Es evidente que conforme se hacen más ligeros
disminuye proporcionalmente el contenido de azufre.
Figura 15. Modelo para explicar la evolución de los hidrocarburos en una cuenca
sedimentaria a través de la interacción de varias disciplinas de la geología. En la
evaluación del potencial petrolero y la estimación de reservas (Modificado de Beicip
2008).

La calidad del aceite es una función de su composición, el principal parámetro es la
gravedad API, así como el contenido de azufre, le siguen en importancia otras
propiedades físico-químicas tales como: relación gas/aceite, contenido de N y O,
viscosidad, contenido de metales (V y Ni), grado de acidez, grado de precipitación de
asfaltenos, y otros más. Los aceites de la Sonda de Campeche se caracterizan por
contener altas cantidades de azufre en petróleos pesados, esto disminuye conforme
aumenta la gravedad API y se hacen más ligeros (Figura 14). Un resumen de sus
propiedades se muestra en la Tabla 1, en donde se muestran tres zonas con valores
promedio, las cuales fueron seleccionadas en base a su grado de madurez térmica.
Además los aceites comenzaron con grandes cantidades de compuestos polares, o
compuestos orgánicos con contenidos altos de N, S y O. Primero fueron parafínicos
ricos en ceras, luego disminuyó el contenido de ceras, para convertirse en aceites
nafténicos bajos en ceras y finalmente sólo produjeron gases y condensados. Según la
clasificación de las mezclas mexicanas, primero se genera petróleo Maya, luego Istmo
y finalmente Olmeca. El Primero es el de mayor abundancia, casi 85% de todo lo
producido.
Si los resultados son confiables, se puede estimar las características de los aceites, que
aun estén en rocas del Cretácico pero todavía el prospecto no se haya perforado en
áreas aledañas a estas tres zonas la tendencia sea similar y con esto se puede planear
mejor una estrategia de producción, en caso de que el campo sea económicamente
explotable.
El modelado de cuencas en un enfoque que conjunta todos los elementos para definir
el sistema petrolero, así como los elementos de riego y predicción de las regiones con
producción de hidrocarburos. El enfoque integral ahora lo han incorporado a sistemas
Figura 16. Metodología para la
evaluación geoquímica de las rocas
generadoras. Los números indican la
secuencia de investigación, la cual va
de lo macro a lo micro. Sin embargo,
previo a estos estudios es necesario
hacer estudios integrales de geología
y geofísica para enmarcar el modelo
de acumulación y preservación de la
materia orgánica en un contexto
geodinámico.

computacionales que hacen los modelos matemáticos de simulación de la generación,
expulsión, migración y entrampamiento de aceite y gas (Figura 15).
Zona Nordeste Zona Central Zona Sudoeste
10 °API 22 ° API 40 °API
5.0 %S 2.5% de S 0.5 %S
50 m3
/m3
GOR 200 m3
/m3
GOR 500 m3
/m3
GOR
100 cst a 125°C de
viscosidad
200 cst a 125°C de
viscosidad
1500 cst a 125 °C de
viscosidad
30 % de asfaltenos 15 % de asfaltenos 1 % de asfaltenos
300 ppm de V 60 ppm de V 5 ppm de V
100 ppm de Ni 20 ppm de Ni 1 ppm de Ni
Cantidades altas de H2S Cantidades intermedias de
H2S
Cantidades bajas de H2S
δ 13
C -25.5 ‰ δ 13
C -26.5 ‰ δ 13
C -27.5 ‰
Tabla 1 Resumen de las propiedades físico-químicas y de la calidad de los aceites
crudos del área de estudio. Los valores son los promedios de las tres regiones en que
fue dividida.
evaluación geoquímica de los
kerógenos. La secuencia de
investigación tiene como objetivo
determinar como fue la
transformación del kerógeno para
generar petróleo, en que cantidad y
de que calidad. Sin embargo, previo
a estos estudios es necesario hacer
estudios integrales además de incluir
los resultados de la metodología
anterior.

Para predecir la calidad de los aceites se ha desarrollado una serie de trabajos
integrados que dan primeramente el ambiente de depósito y la posible cantidad y tipo
de material orgánico precursor (Figura 16), después se hace la simulación de la
generación del petróleo con el calentamiento de un kerógeno inmaduro (Figura 17), el
análisis de los extractos apoya a la caracterización de las rocas generadoras (Figura
18), luego se comparan los resultados de la serie madurada artificialmente con la serie
naturalmente madurada y se hacen la calibraciones necesarias. Finalmente se compara
las predicciones con datos de campos de pozos productores y entre más grande sea el
ajuste mejor será el modelo predictivo (Figuras 19 y 20).
evaluación geoquímica de los
extractos de roca generadora. La
secuencia de investigación tiene
también como objetivo determinar
como debe de ser la transformación
del kerógeno para formar petróleo.
evaluación geoquímica de aceites
crudos. La secuencia de investigación
tiene como objetivo determinar las
características fisico-químicas del
petróleo formado, mezclados o
degradados que se encuentra en algún
yacimiento o afloramiento incluyendo
las emanaciones. En el mercado
internacional, el principal factor para
establecer el precio de venta es la
gravedad API y en esto se basa la
metodología.

Figura 20. Integración de resultados para comparar y calibrar una secuencia de
evolución de una serie naturalmente madurada y otra artificialmente calentada. Los
ajustes deben hacerse dependiendo de los márgenes de error, de las predicciones pre-
establecidas y una vez comprobada extrapolar a otras regiones cercanas o similares.
IX. Conclusiones
1 La Sonda de Campeche es un laboratorio natural de generación de petróleo. Esta
zona es única en el mundo conocido hasta ahora, porque en ella se conjunta varios
elementos y factores donde se presenta una serie completa de madurez térmica, la
cual abarca todo el rango de la catagénesis, porque las rocas generadoras del
Tithoniano varían desde inmaduras hasta sobre maduras. Pero no sólo eso ocurre,
sino que la migración de los aceites que éstas rocas han expulsado, es
primordialmente vertical y de distancias cortas, lo que hace que la serie de aceites
relacionados varíe desde superpesados, hasta extra-ligeros (gases y condensados),
cubriendo así todo el rango de la ventana de generación de aceite.
2 De las series naturalmente maduradas, tanto de aceites crudos, como rocas
generadoras, se han estudiado algunos compuestos y se ha observado que algunos
han sido afectados por la madurez. En base a esto, se han propuesto varios
parámetros moleculares que han servido para calibrar ambas series.
3 Por ser esta región un paraíso para los especialistas en geoquímica. Se propone un
análisis integral y metodológico, que sirva para predecir la composición del petróleo
en otras regiones aledañas y aún no exploradas.
4 Como se ha demostrado, la parte sur del Golfo de México es una región privilegiada
desde el punto de vista de su riqueza petrolera, en esta zona se acumularon las
mayores cantidades de petróleo de México (más de 30 mil millones de barriles).
Por esto, es recomendable hacer trabajos de predicción para planear la mejor
opción de exploración, perforación y explotación de futuros campos petroleros.
5 No es casual que Cantarell sea el campo petrolero más grande del mundo en aguas
costa afuera.

X. Referencias
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Santamaría-Orozco, D, 2000. Organic Geochemistry of Tithonian Source Rocks and
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Santamaría-Orozco, D. y Horsfield B., 2001. La Evolución Térmica de las Rocas
Generadoras del Tithoniano en el Área Marina de Campeche, México. Boletín de la
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699 p. Berlin.

Agradecimientos
Quiero agradecer a los cinco maestros que me ayudaron a ser lo que soy en el aspecto
profesional. En primer lugar a mi Padre el Sr. Raúl Santamaría Castillo que me formó
como hombre y me enseño a sortear las vicisitudes de la vida. Al Ing. Benjamín
Márquez Castañeda quien me enseño los primeros pasos de la geología y a amar al
territorio nacional. Al Ing. Leovigildo Cepéda Dávila, quien me enseñó a tener paciencia
en los laboratorios y dirigió mi tesis de licenciatura. Al Dr. Joaquín Eduardo Aguayo
Camargo, quien me enseño a organizar y amar mi trabajo y me dirigió mi tesis de
maestría. Al Dr. Bian Horsfield quien me enseño lo que sé de mi especialidad y que las
nuevas ideas son ilimitadas. Todos ellos además me brindaron su amistad. Por último
quiero agradecer a la UNAM y al IMP.
Currículum Vitae
Demetrio Marcos Santamaría Orozco es Ingeniero Geólogo egresado de la Facultad
de Ingeniería de la UNAM (1978-1983), Maestro en Ingeniería en Recursos Energéticos
del Subsuelo de la División de Estudios de Posgrado de la FI de la UNAM (1988-1990)
y Doctor en Ciencias Naturales de la Universidad Técnica de Aquisgrán (Rheinisch-
Westfaelische Technische Hochschule RTWH Aachen), Alemania (1994-1998) Trabaja
desde 1984 para el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP)
Experiencia académica:
Ha impartido clases de la asignatura Estratigrafía en la FI de la UNAM (1988-1990).
Participó en el Seminario de Geopolítica y Recursos Energéticos de la FCP de la UNAM.
(Septiembre 2005-2007). Profesor de Geodinámica de Cuencas en el Posgrado del IMP
(marzo 2006 -2007).
Experiencia laboral:
Tiene 25 años de experiencia, 3 en la iniciativa privada y 22 en institución
gubernamental, ha realizado trabajos de exploración, en varias áreas, tales como:
minería, mecánica de rocas, estratigrafía, sedimentología, análisis de cuencas y
geoquímica del petróleo. Ha participado en proyectos de Evaluación de Sistemas
Petroleros y de sus Subsistemas Generadores de hidrocarburos en las cuencas
sedimentarias de Sabinas, Tampico-Misantla, Zongolica, Tlaxiaco, Sonda de Campeche
y Golfo de México.
Ha realizado en 18 proyectos del Instituto Mexicano del Petróleo, en 9 Responsable y
coautor en otros 9. Autor de 1 libro. De 1 capítulo de libro, Autor y/o coautor en 13
artículos científicos, 7 internacionales y 6 nacionales. Participó en más de 30
congresos. Ha impartido más de 20 conferencias; en Alemania, Brasil, Colombia,
Venezuela, EEUU y México. Es miembro activo de las asociaciones Asociación Mexicana
de Geólogos Petroleros (AMGP), American Association Petroleum Geologists (AAPG),

Asociación Latino Americana de Geoquímica Orgánica (ALAGO) y la Sociedad Geológica
Mexicana (SGM). Es árbitro de varias revistas científicas internacionales (3) y
nacionales (3).
En los últimos 10 años se ha especializado en geología y geoquímica regional. Es
especialista en la predicción de la composición de hidrocarburos a partir de maduración
artificial de kerógenos y asfaltenos, a través de experimentos de laboratorio de pirólisis
por cromatografía de gases en sistemas abierto y cerrado, balance de masas y cinética
de extractos de rocas generadoras y aceites crudos. También se ha especializado en
trabajos sobre administración del conocimiento y planeación estratégica de nuevas
tecnologías en la industria petrolera. Es el autor del concepto Memoria Institucional del
IMP.
Distinciones y reconocimientos:
Presidente Nacional de la Sociedad Geológica Mexicana (2001-2002), Presidente de la
Delegación México de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros, (2005-2007).
Presidente del 1er
Workshop sobre Gas de la Asociación Latino Americana de
Geoquímica Orgánica en 2001, Director sección México de la ALAGO (2002-2008),
Director del Comité de Ciencias de la Tierra de la Unión Mexicana de Asociaciones de
Ingenieros UMAI (2002-2005). Miembro del Sistema Nacional de Investigadores SNI
(2001 a 2006). Premio 1er
lugar en Exploración y Producción del IMP en 1991.
Reconocimiento al mejor trabajo del IMP en Exploración en 1998 por PEP-PEMEX.

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