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BOLETÍN DE LA SOCIEDAD GEOLÓGICA MEXICANA http://dx.doi.org/10.18268/BSGM2008v60n1a3 |
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Fisicoquímica de salmueras e hidrocarburos en cuencas petroleras y en depósitos minerales tipo Mississippi Valley y asociados. Parte II: ejemplos de la Cuenca de Sabinas y la Cuenca del Sureste, México
Physicochemical characteristics of brines and hydrocarbons in petroliferous basins and Mississippi Valley type and associated ore deposits. Part II: examples in the Sabinas and Southeast basins, Mexico
Eduardo González–Partida1,*, Antoni Camprubí2, Carles Canet3 y Francisco González–Sánchez1,2
1 Programa de Geofluidos, Centro de Geociencias, Universidad Nacional Autónoma de México; Campus Junquilla, Carretera 57 km. 15.5, 76230 Santiago de Querétaro, Qro.
2 Departamento de Geoquímica, Instituto de Geología, Universidad Nacional Autónoma de México; Ciudad Universitaria, 04510 México, D.F.
3 Departamento de Recursos Naturales, Instituto de Geofísica, Universidad Nacional Autónoma de México; Ciudad Universitaria, 04510 México, D.F.
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Resumen
En el presente trabajo se utilizan datos procedentes del análisis de inclusiones fluidas a fin de caracterizar el papel de salmueras de cuenca en las cuencas de Sabinas y del Sureste en México, en las que dichas salmueras fueron responsables de la formación de depósitos tipo Mississippi Valley (MVT) y asociados, así como de la migración y acumulación de petróleo, respectivamente. Los depósitos MVT de Pb–Zn presentan salinidades entre 7 y 22 wt.% NaCl equiv. y Th entre 75° y 150°C. Los mantos de barita asociados al tipo MVT presentan salmueras cloruradas sódicas y calcicas con predominio de esta última, en un rango de 1 a 2 wt.% NaCl y de 8 a 24 wt.% CaCl2, con Th entre 50° y 190°C. Los mantos de celestina asociados al tipo MVT presentan fluidos en inclusiones con salinidades entre 1 y 12 wt.% NaCl equiv. y Th entre 70° y 160°C. Los mantos y brechas de fluorita asociados al tipo MVT presentan fluidos acuosos en inclusiones con salinidades entre 6 y 14 wt.% NaCl equiv. y Th entre 50° y 170°C, e inclusiones de hidrocarburos con Th entre 45° y 90°C. Dichos hidrocarburos son generalmente de dos tipos: (1) con poca concentración de metano (>20% mol) y bajas Th (45° a 60°C), y (2) con concentraciones próximas al 30–40% mol de metano, con Th más altas (60° a 90°C). Las inclusiones de hidrocarburos que presentan una fase acuosa tienen una salinidad de 14 wt.% de NaCl equiv., presentan generalmente baja concentración de CO2 y de azufre, y relaciones CH2/CH3 elevadas, lo que corresponde a alkanos de la cadena C16 formados a presiones de 300 a 160 bar.
En la Cuenca del Sureste, los paleofluidos más precoces relacionados a las rocas generadoras de petróleo presentan Th entre 55°C y 145°C, y salinidades entre 0.5 y 1 wt.% NaCl y entre 3 a 21 wt.% CaCl2. Las inclusiones con hidrocarburos presentan Th entre 1 o y 87°C. Las salmueras acuosas presentan concentraciones altas en metano, formadas a presiones ~1200 bar, sugiriendo que las rocas estaban sobrepresurizadas en el momento de la circulación de los paleofluidos. En la etapa de migración se produjeron al menos cinco generaciones de dolomita y se pasó de un régimen litostático a uno hidrostático, a presiones entre 900 y 500 bar y temperaturas de 130° a 150°C, con salinidades entre 1.6 y 12 wt.% NaCl equiv. El llenado de los reservorios se produjo a temperaturas análogas por salmueras acuosas con salinidades entre 2 y 8 wt.% NaCl equiv., mientras que las inclusiones de hidrocarburos presentan una Th entre 40° y 100°C y representan el regreso a condiciones de presión hidrostática, entre 400 y 600 bar.
La geoquímica de halógenos, tanto en yacimientos de hidrocarburos como en yacimientos tipo MVT, sugiere la intervención de aguas derivadas de evaporación de agua marina, que sobrepasaron el punto de precipitación de la halita, en equilibrio con procesos de dolomitización.
Los valores de δ13C y δ18O en carbonatas de la Cuenca del Sureste presentan valores entre –5 y 2.8‰, y entre –10 y 1.9‰, respectivamente. Tales variaciones en el comportamiento isotópico de los carbonatas se deben principalmente a (1) la introducción de carbono orgánico en el fluido a partir del que se formó la dolomita, derivado de la oxidación del metano, y (2) a un bajo proceso de interacción agua/roca, teniendo la temperatura un papel muy secundario. Para los yacimientos tipo MVT, los valores de δ13C y δ18O se presentan en rangos entre–8 y 2.8‰, y entre–15 y –0.1‰, respectivamente. Estas composiciones se interpretan como debidas a mezclas entre aguas meteóricas y salmueras de cuenca calientes que provocaron la maduración de materia orgánica de la roca encajonante al momento del depósito de las menas.
Palabras clave: Cuenca de Sabinas, Cuenca del Sureste, México, petróleo, depósitos MVT, inclusiones fluidas, halógenos.
Abstract
Fluid inclusion data are used in this paper to explain the role ofbasinal brines for both the Sabinas and Southeast basins in Mexico, in –which such brines –were responsible for the formation of MVT and associated deposits, and for the migration and accumulation of petroleum, respectively. Salinities and temperatures of homogenization (Th) of fluid inclusions of the Pb–Zn MVT deposits of the Sabinas Basin range from 7 to 22 wt.% NaCl equiv. and Th range from 75° to 150°C. The barite mantos have aqueous fluid inclusions with sodium and calcium chloride brines, –with dominant CaCl2, that range from 1 to 2 wt.% NaCl and from 8 to 24 wt.% CaCl2, and Th that range from 50° to 190°C. The celestine mantos associated to the MVT type have aqueous fluid inclusions with salinities that range from 1 to 12 wt.% NaCl equiv. and Th that range from 70° to 160°C. Thefluorite mantos and breccias associated with the MVT type have aqueous fluid inclusions with salinities that range from 6 to 14wt.% NaCl equiv. and Th that range from 50° to 170°C, and hydrocarbon inclusion fluids with Th that range from 45° to 90°C. Such hydrocarbon–bearing inclusions can generally be classified as (1) of low CH4 concentration (>20% mol) and low Th (45° a 60°C) inclusions, or (2) inclusions with higher methane concentrations (about 30–40% mol CH) and higher Th (60° to 90°C). Hydrocarbon–bearing inclusions that show an aqueous phase have salinities of about 14 wt.% NaCl equiv. and generally low CO2 and sulfur concentrations, and high CH2/CH3 ratios, which correspond to C16–chain alkanes that formed at pressures between 160 to 300 bar.
In the Southeast Basin the earliest paleofluids associated with Tithonian–Kimmeridgian rocks (petroleum generators) are represented by fluid inclusions that show calcic brines with Th that range from 55 °C to 145 °C and salinities that range from 0.5 to 1 wt.% NaCl and from 3 to 21 wt.% CaCl2. The hydrocarbon–bearing inclusions have Th that range from 1° to 87°C. The aqueous brines may have high methane concentrations, and formed at ~1200 bar, suggesting that the rocks were overpressured during the circulation of paleofluids and their interaction with country rocks. During the migration of such fluids no less than five generations of dolomitization occurred, and the pressure regime shifted from lithostatic to hydrostatic, thus forming hydraulic breccias that were cemented by dolomite and late calcite. Such shift occurred at pressures that ranged from 900 to 500 bar and temperatures from 130° to 150°C, and the salinities of associated fluids range from 1.6 to 12 wt.% NaCl equiv. The filling of reservoirs occurred at similar temperatures, with associated aqueous fluids with salinities ranging from 2 and 8 wt.% NaCl equiv, whereas the aqueous fluids in hydrocarbon–bearing inclusions have Th that range from 40° to 100°C. Such inclusions were trapped during a shift back to the hydrostatic pressure regime, between 400 and 600 bar.
In both petroleum and MVT deposits the geochemistry of halogens suggests the occurrence of water derived from the evaporation of seawater that reached the over saturation in halite, in equilibrium with dolomitization processes. Such water mixed with mainly meteoric water during the filling of petroleum reservoirs and during the formation of some ores in MVT and associated deposits.
The δ13C and δ18O values in carbonates of the Southeast Basin range from –5 and 2.8‰, and from –10 to 1.9‰, respectively. Such variation in isotopic compositions may be due to (1) the introduction of organic carbon in the fluids that produced dolomitization, after the oxidation of methane, and (2) a process of low water/rock interaction in which the role of temperature would have been marginal. The δ13C and δ18O values in carbonates of MVT and associated deposits in the Sabinas Basin range from –8 to 2.8‰, and from –15 to –0.1‰, respectively. Such variation in isotopic compositions is interpreted as due to the mixing between meteoric water and hot basinal brines that induced the maturation of organic matter within country rocks during the formation of ores.
Key words: Sabinas Basin, Southeast Basin, Mexico, petroleum, MVT deposits, fluid inclusions, halogens.
1. Introducción
El avance en el conocimiento de los mecanismos de generación, transporte y acumulación de hidrocarburos, junto con la definición de los elementos de control sedimentario, diagenético, estructural y químico son cruciales para entender la formación y acumulación de hidrocarburos. En efecto, los procesos sedimentarios, la acumulación de la materia orgánica y su transformación a aceite y gas durante los procesos diagenéticos han sido estudiados desde diferentes puntos de vista y de manera muy detallada, al igual que los mecanismos de migración y acumulación. Basta con examinar las monografías del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (1982) y Hunt (1996) al respecto. El conocimiento de la evolución de cuencas "fértiles" (en hidrocarburos y/o minerales de interés económico) desde el punto de vista de fluidos incluye técnicas como (1) la microtermometría de inclusiones fluidas acuosas y de hidrocarburos, (2) la geoquímica de halógenos en los solutos de fluidos en inclusiones y en salmueras, (3) la geoquímica de isótopos estables en carbonates, fluidos de inclusiones y salmueras, incluyendo técnicas microanalíticas de desarrollo reciente, (4) el análisis de minerales mediante microsonda electrónica, (5) la geoquímica de gases y de isótopos estables de gases nobles en inclusiones fluidas, (6) la espectroscopia de infrarrojo con transformada de Fourier, (7) la microespectroscopía Raman, etc. (e.g., Teinturier et al, 2002; González–Partida et al, 2008). En el esquema general de la formación de hidrocarburos (Figura 1) se muestran las ventanas de generación de hidrocarburo, de acuerdo a la profundidad de sepultamiento de la roca generadora (o roca madre), aunque la maduración de los hidrocarburos depende además del tipo de kerógeno, de la historia del sepultamiento, y del gradiente geotérmico (Tissot et al., 1974). Existe una relación directa entre el poder reflector de la vitrinita con las temperaturas de maduración de los hidrocarburos, así como con otros mecanismos, como los de oxidación–reducción. Según Machel (1987,1997,2001), es en estas condiciones en que se pueden generar procesos de reducción bacteriana del sulfato (BSR) hasta 80°C, y de reducción térmica del sulfato (TSR) entre 100° y 140°C, con todas sus consecuencias mineralógicas e isotópicas. Los hidrocarburos generados se pueden acumular in situ o migrar y acumularse en trampas geológicas a condiciones muy distales de la roca madre que los generó.
Actualmente es posible entender las condiciones de presión–volumen–temperatura–composición (PVTX) de los fluidos que se formaron, desde las etapas más tempranas de la generación de hidrocarburos hasta su acumulación, por medio de (1) el estudio microtermométrico detallado de las inclusiones fluidas, (2) el estudio de los procesos de interacción agua/roca con el auxilio de los isótopos estables, (3) el estudio de la geoquímica de halógenos, y (4) de la geoquímica de gases nobles (Kyser, 2000; Samson et al, 2003). Los datos geoquímicos, isotópicos y termobáricos basados en sólidos estudios petrográficos y adquiridos mediante una extensa gama de técnicas analíticas aplicadas al estudio de las inclusiones fluidas son de gran importancia si consideramos que las rocas de la corteza terrestre son el resultado de una larga historia que puede incluir numerosos episodios de deformación, metamorfismo y diagénesis. Así, el correcto estudio de las inclusiones fluidas proporciona información que no puede ser obtenida de ninguna otra manera, pues éstas son una evidencia directa de los fluidos asociados a los procesos geológicos. Ello aplica también a yacimientos minerales del tipo Mississippi Valley (MVT). Este tipo de depósitos minerales ha sido asociado genéticamente a la evolución de cuencas petroleras (e.g., Montañezy Shelton, 1997; Ohmoto y Goldhaber, 1997; Rosenfeld, 2002). Sin embargo, en México las más importantes cuencas petrolíferas no presentan hacia sus márgenes (plataformas) la existencia de grandes yacimientos de Zn–Pb, Ba, Sr y/o F. En su lugar, en la Cuenca del Sureste se encuentra una estrecha relación espacial de domos salinos (junto con evaporitas e hidrocarburos) con yacimientos de azufre nativo. Por otro lado, la presencia de hidrocarburos atrapados en inclusiones fluidas es frecuente enyacimientos de la Provincia MVT del Noreste de México (González–Partida etal., 2002, 2003; González–Sánchez etal., 2007, 2008; González–Sánchez, 2008), que incluye la Cuenca de Sabinas, importante productora de gas (Eguiluz de Antuñano, 2001).
Por todo ello, y dado que ambas cuencas compartieron un origen común hasta el Cretácico inferior, ligado a la evolución de la mega–cuenca del Golfo de México, en el presente trabajo se efectúa un análisis comparativo entre las características que presentan los fluidos de la cuenca petrolera del Sureste de México con los fluidos asociados a la formación de depósitos tipo MVT de la Cuenca de Sabinas.
Figura 1. Condiciones de formación de hidrocarburos líquidos y gaseosos en función de la profundidad, en relación a la refl ectancia de la vitrinita y de los diversos procesos de reducción de sulfato (Tissot et al., 1974; Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología, 1982; Machel, 1987, 1997, 2001). Clave: SRB = reducción bacteriogénica del sulfato; SRT = reducción térmica del sulfato.
2. Evolución geológica de las cuencas de estudio
Las cuencas de Sabinas (CSa) y del Sureste (CSe) están asociadas a la evolución de la mega–cuenca del Golfo de México. Ésta es una cuenca aproximadamente circular (Figura 2) de margen pasivo ligada a extensión oceánica, cuyo centro presenta un basamento de corteza oceánica y sobreyace a mega–suturas formadas durante el Paleozoico Superior (Bally y Snelson, 1980; García–Molina, 1994; Oviedo–Pérez, 1996). La CSe está íntimamente relacionada con la formación de cinturones de cabalgaduras cercanos (Padilla y Sánchez, 2007). La CSa, por su parte, está relacionada a la disgregación de Pangea, que propició la formación de pilares y fosas tectónicas que controlaron los patrones sedimentarios de la región (Padilla y Sánchez, 1986a,b). La evolución tectónica y estratigráfica de la región durante el Mesozoico está definida por siete eventos principales (Pindell, 1993; Martony Buffler 1994; Pindell y Kennan 2001; González–Posadas, 2003) y la CSa la CSe fueron afectadas en mayor o menor grado por dichos eventos. La evolución más temprana de las cuencas está ligada a la formación del margen pasivo del Golfo de México. Tres grandes eventos se han identificado en este periodo (Pindell y Kennan 2001): (1) Fallamiento de extensión (rifting) del Triásico al Jurásico Medio, creando las cuencas y estableciendo su localización y orientación, (2) extensión del Jurásico Tardío (expansión del fondo oceánico del Golfo), favoreciendo el depósito de las principales rocas generadoras de hidrocarburos (lutitas marinas del Tithoniano, principalmente), lo que marcó la primera de una serie de transgresiones marinas regionales, y (3) subsidencia pasiva durante el Cretácico Inferior, que favoreció el crecimiento de plataformas carbonatadas, llegando éstas a ser las principales rocas almacenadoras de hidrocarburos. La evolución de la CSe difiere marcadamente de la CSa a partir del Cenomaniano, identificándose cuatro grandes eventos: (4) colisión durante el Cretácico Superior del arco insular de las Antillas, destruyendo el margen pasivo de Yucatán y causando el levantamiento y erosión de carbonates antiguos, proceso que favorece el desarrollo de porosidad y crecimiento de las plataformas, (5) traslación durante el Paleoceno–Eoceno del arco insular de las Antillas hacia el este de Yucatán, donde la plataforma de Campeche continua recibiendo sedimentación carbonatada, (6) movimiento hacia el este durante el Eoceno de la Placa Caribe, acompañado de levantamiento y erosión, y (7) desarrollo de la sierra plegada de Chiapas durante el Mioceno propiciando un aporte masivo de sedimentos clásticos del Neógeno (Aranda–García, 1999).
Por otro lado, en la Cuenca de Sabinas, los principales elementos tectónicos originados durante la etapa de rifting comprenden altos de basamento, entre los que destacan el Bloque de Coahuila, la Península Burro – Peyotes, el Archipiélago de Tamaulipas, y las Islas de La Muía y Monclova (Figura 3), así como bloques bajos de basamento que conforman la cuenca. El basamento está compuesto por rocas graníticas del Permo–Triásico que intrusionan a series sedimentarias orogénicas ("flyschoides") con conglomerados, grauvacas y lutitas interestratificadas con calizas del Carbonífero–Pérmico, y que parecen haber constituido una extensión peninsular del cratón del Mesozoico Inferior (Wilson et al, 1984; Wilson, 1990). Las rocas del Triásico son tobas silícicas y complejos metasedimentarios localizados en la región noreste de México. Los lechos rojos de la Formación Huizachal son debidos al evento extensional que fragmentó el basamento en bloques para los cuales se especula una edad correspondiente al Triásico Superior o al Jurásico Inferior a Medio. Posteriormente, se produjo la transgresión marina del Jurásico Superior al Cretácico Inferior–Medio cuando el mar invade las plataformas (Goldhammer, 1999; Goldhammer y Johnson, 2001). Durante el Cretácico Superior se depositaron en toda la región sedimentos fundamentalmente terrígenos provenientes de la porción occidental de México. El evento más importante del Cretácico Superior al Terciario Inferior es la Orogenia Laramide. Este evento deformó la serie sedimentaria marina del Noreste de México, que desarrolló pliegues y cabalgaduras en la parte interna de la cuenca y poca deformación sobre las plataformas (Figura 3).
La CSe (Figura 4) presenta una compleja evolución sedimentológica y tectónica (González–Posadas, 2003), pasando de facies carbonatadas del Jurásico–Cretácico con horizontes generadores de hidrocarburos, a secuencias siliciclásticas del Terciario con abundantes cambios de facies. Durante el Paleógeno y Mioceno, la CSe funcionó como una depresión a lo largo del frente del cinturón de cabalgaduras de la Sierra Madre Oriental, Sierra de Chiapas y Sierra de Juárez, donde tal depresión ha sido denominada "cuenca antefosa" por Oviedo–Pérez (1996). González–Posadas (2003) considera que para el área Chiapas–Tabasco, durante el Cenozoico existieron dos tipos de cuencas, una que corresponde a cuenca antefosa que funcionó desde el Paleógeno hasta el Mioceno Superior, y otra de relleno pasivo durante el Plioceno–Pleistoceno. Para el relleno de la cuenca terciaria, González–Posadas (2003) identifica cuatro secuencias cenozoicas, que corresponden al Paleógeno, al Mioceno Inferior–Medio, al Mioceno Superior, y al Plioceno–Pleistoceno. En éstas, la sedimentación fue fuertemente progradante, asociada a una gran aporte de sedimentos, principalmente arenosos, cuyo depósito se produjo principalmente en un marco extensional donde la tectónica gravitacional sólo ha actuado aisladamente respondiendo a halokinesis.
Figura 2. Ubicación de las cuencas de Sabinas y del Sureste en el contexto general del Golfo de México. Imagen satelital tomada de Conabio (2003).
El contorno de las cuencas fue adaptado de Aquino-López (2004), Chávez-Valois et al. (2004) y González-Sánchez et al. (2007, 2008).
Figura 3. Mapa de la Provincia MVT del Noreste de México, que contiene la Cuenca de Sabinas, con la ubicación de los depósitos minerales conocidos
de tipo MVT y asociados, catalogados en González-Sánchez et al. (2007, 2008). Adaptado de los mismos autores.
Figura 4. Mapa de la porción continental de la Cuenca del Sureste, con la ubicación de los campos de gas y aceite caracterizados en el área (adaptado
de Chávez-Valois et al., 2004) y sección geológica representativa del área en base a la reinterpretación de un perfi l sísmico (facilitado por el mismo
autor). Datos adicionales incorporados de González et al. (2004), Guzmán-Vera y Calderón-Barrera (2004), y Robles-Nolasco et al. (2004).
3. Procesos de dolomitización
En las cuencas de Sabinas y del Sureste las principales rocas encajonantes son calizas con diferentes grados de dolomitización debida a fenómenos de interacción agua/roca durante la formación de depósitos minerales y/o el llenado de los reservorios de los hidrocarburos (González–Sánchez etal, 2007,2008; Padillay Sánchez, 2007). La dolomitización es un proceso químico por el cual una roca carbonatada, formada esencialmente por calcita, es substituida parcial o totalmente por una roca constituida por dolomita, que recibe el nombre de dolomía y que generalmente presenta importantes cambios texturales y aumento de porosidad (Land, 1985; Purser et al, 1994; Flügel, 2004). Para que se produzca este fenómeno se necesita esencialmente (1) una permeabilidad inicial de la roca a substituir, (2) un mecanismo que actúe de motor del flujo de fluidos, y (3) una fuente suficiente de magnesio movilizado mediante dichos fluidos (Land, 1985; Tuckery Wright, 1990; Purser et al, 1994; entre otros). Los fluidos que se han asociado a la formación de dolomías son muy diversos: aguas marinas, aguas continentales, mezcla de éstas con salmueras de cuenca, mezcla de salmueras hipersalinas con aguas de mar o, en el caso de sistemas de mayor temperatura, salmueras de cuenca enfriadas (Purser et al, 1994). Tales procesos son conspicuos en los campos petrolíferos de la Cuenca del Sureste, y constituyen la mayoría de la escasa alteración hidrotermal asociada a la formación de depósitos tipo MVT de la Cuenca de Sabinas.
4. Características de los fluidos
En las cuencas de Sabinas y del Sureste se han practicado estudios microtermométicos de inclusiones fluidas, de geoquímica de halógenos, y sobre procesos de interacción agua/roca mediante δ13C y δ18O en calizas y dolomías. Las bases y pautas del análisis microtermométrico realizado se detallan en González–Partida et al. (2008).
4.1. Inclusiones fluidas
Las inclusiones fluidas objeto de estudio microtermométrico, tanto para muestras de la Cuenca de Sabinas (CSa) como para la del Sureste (CSe) fueron primarias (Figura 5 y 6). Atal efecto, se emplearon los criterios de identificación enunciados por Roedder (1984), Goldstein y Reynolds (1994) y Goldstein (2001). La selección exclusiva de inclusiones fluidas primarias está motivada por la intención de caracterizar y analizar de la forma más precisa posible los eventos geológicos principales de cada sistema estudiado. Los minerales analizados de la CSa fueron fluorita, calcita, barita, celestina, esfalerita y yeso, mientras que en la CSe fueron calcita y dolomita. Los resultados para CSa se muestran en la Tabla 1, y para la CSe en la Tabla 2. Para todos los casos, en el cálculo de salinidades se utilizó la ecuación de estado de Bodnar (1993) y, para el cálculo de fracción de CaCl2 en los solutos, la de Borisenko (1977).
Figura 5. Fotomicrografías que muestran las características más representativas de las inclusiones fl uidas en depósitos tipo MVT y asociados de la
Cuenca de Sabinas. a) Inclusiones bifásicas en fl uorita del distrito La Encantada – Buenavista, Coahuila, con grados de relleno (relación volumétrica
líquido/vapor) muy homogéneos, con predominio de la fase liquida. b) Inclusion fl uida bifásica rica en líquido con grado de relleno de 0.95, en fl uorita
del yacimiento Korea, Coahuila. Nótense las franjas de color violeta e incoloras de la zonación del mineral. c) Zonación de colores dentro de un cristal
de fl uorita de la mina La Fácil en el distrito de Aguachiles, Coahuila, con zonas moradas, incoloras, azules y violetas, con abundantes inclusiones de
hidrocarburos de color anaranjado. d) Detalle de una inclusión fl uida de hidrocarburos de la fotografía anterior.
Figura 6. Fotomicrografías que muestran las características más representativas de las inclusiones fl uidas en dolomita de campos petrolíferos en la
Cuenca del Sureste. a) Cristales de dolomita rellenando porosidad “vugular” en caliza del Tithoniano, en la Sierra de Chiapas. b) Detalle de la anterior,
con zonas de crecimiento en un cristal de dolomita en donde se puede apreciar la distribución de inclusiones fl uidas primarias, tanto de hidrocarburos
como de salmuera acuosa. c) Detalle de inclusiones fl uidas de hidrocarburos en el cristal de dolomita de la foto b. d) Detalle de una inclusión fl uida con
salmuera acuosa y metano, relacionada con la migración de hidrocarburos.
Tabla 1. Datos microtermométricos de inclusions fluidas en depósitos tipo MVT y asociados en el Noreste de México
Clave: HC = hidrocarburos; Th = temperatura de homogeneización.
(*) Salmueras de CaCl2 + NaCl.
Tabla 2. Datos microtermométricos de inclusiones fluidas en muestras de pozos petrolíferos de la Cuenca del Sureste de México
Clave: A = roca almadenadora, G = roca generadora, RM = ruta de migración, n = número de inclusiones fl uidas medidas, Th = temperatura de homogeneización, Tm = temperatura de fusión del hielo (o hidrohalita en salmueras cálcicas), TIF= tipo de inclusión fl uida, AC = inclusiones fl uidas acuosas, HC = inclusiones fl uidas con hidrocarburos.
4.1.1. Yacimientos MVT y asociados de la Cuenca de Sabinas
Los minerales de yacimientos minerales estrato ligados de la CSa (González–Sánchez, 2008; Figura 5) generalmente presentan inclusiones fluidas bifásicas con una salmuera líquida y vapor (Lac+V) a líquido dominante y, de manera muy limitada, de hidrocarburos LHC+V y Lac+LHC+V. En los yacimientos de hidrocarburos de la CSe (Figura 6) se observaron (1) inclusiones bifásicas acuosas (Lac+V), (2) inclusiones de hidrocarburos (LHC+V), y (3) inclusiones con características intermedias entre las de los dos grupos anteriores, con predominio de los hidrocarburos (LHC+Lac+V). Dentro del último tipo se encontraron, de manera muy ocasional, algunas inclusiones fluidas con cristales hijos (S) de celestina, anhidrita y/o bitumen (Lac+LHC+V+S). Las inclusiones fluidas acuosas (Lac) son incoloras, con líquido dominante con un grado de relleno de 0.95±0.05, y presentan formas alargadas, tubulares, rectangulares y se–miesféricas, con diámetros entre 5 y 10 μm. Las inclusiones de hidrocarburos presentan coloraciones café amarillentas, grados de relleno entre 0.70 y 0.75, y diámetros entre 30 y 80 μm. Las inclusiones con salmuera e hidrocarburos presentan grados de relleno entre 0.75 y 0.80, en que la salmuera acuosa suele ocupar del 12 al 20% del total de la fase líquida, y con diámetros entre 30 y 100 μm. En varias muestras fueron observados los tres tipos de inclusiones fluidas en paragénesis dentro del mismo cristal y, por lo tanto, perteneciendo a la misma asociación de inclusiones fluidas (o FIA, por sus siglas en inglés).
Por medio de la microtermometría de inclusiones fluidas, las temperaturas de fusión de hielo (Tf) obtenidas para las inclusiones fluidas acuosas de los distintos yacimientos tipo MVT de la Cuenca de Sabinas (en este estudio, y en González–Partida et al, 2002, 2003; González–Sánchez et al, 2007,2008; González–Sánchez, 2008) indican salinidades bajas a medias y temperaturas de homogeneización (Th) bajas a moderadas (Figura 7). Así los fluidos generadores de mantos de Pb–Zn se caracterizan por salinidades entre 7 y 22 wt.% NaCl equiv. y Th entre 75° y 200°C. Los mantos de barita presentan salmueras cloruradas sódicas y calcicas con predominio de esta última, con salinidades entre 1 y 2 wt.% NaCl y entre 8 y 24 wt.% CaCl2, y Th entre 50 y 190°C. Los cuerpos de celestina presentan fluidos con salinidades entre 1 y 12 wt.% NaCl equiv. y Th entre 70° y 160°C. Los mantos y brechas de fluorita presentan fluidos con salinidades entre 6 y 14 wt.% NaCl equiv. y Th entre 50° y 170°C. Los yacimientos de fluorita generalmente presentan inclusiones fluidas con hidrocarburos, con valores de Th entre 45° y 110°C. Estas inclusiones pueden presentar (1) concentraciones de metano y Th relativamente bajas, <20 % mol CH4 y entre 45° y 60°C, respectivamente, y (2) concentraciones de metano y Th relativamente altas, ~30–40 % mol CH4 y entre 60° y 90°C, respectivamente.
Las inclusiones de hidrocarburos acompañadas de una fase acuosa presentan salinidades de ~14 wt.% NaCl equiv., generalmente bajas concentraciones de CO2 y azufre, y relaciones CH2/CH3 altas, lo que corresponde a aléanos de la cadena C16 (González–Partida et al, 2003). De acuerdo con González–Partida et al. (2002, 2003), la formación de los mantos de fluorita está ligada a fluidos representados por (1) inclusiones con altas concentraciones de metano, de alta salinidad, y formados a presiones mínimas de 300 bar y Thde 105°C, (2) inclusiones de metano con H2S que coexisten con inclusiones de hidrocarburos a 180 bar y Th de 100°C, y (3) inclusiones con concentraciones variables de metano y salinidades medias, a 160 bar y Th de 120°C, que son las predominantes en el yacimiento.
4.1.2. Yacimientos de hidrocarburos de la Cuenca del Sureste
Se han caracterizado los fluidos relacionados con los yacimientos de hidrocarburos de la cuenca del Sureste, tanto en las rocas generadoras del Tithoniano–Kimmeridgiano, como en las rutas de migración y del llenado de los reservorios. Martínez–Ibarra (1999), Martínez–Ibarra et al. (2003), González–Partida et al. (2004), Levresse et al. (2004,2005a,b), Méndez–Ortiz etal. (2004), Bourdet etal. (2005) y Pironon et al. (2005) caracterizaron los paleofluidos más precoces relacionados a las rocas generadoras del Tithoniano–Kimmeridgiano, que son salmueras calcicas. En el presente estudio, dichas salmueras están representadas por inclusiones fluidas acuosas cuyos datos microtermométricos arrojan Th entre 55° y 140°C, y salinidades entre 0.5 y 1 wt.% NaCl equiv. y entre 3 y 21 wt.% CaCl2. Las inclusiones con hidrocarburos presentan Th entre 40° y 86°C. Las salmueras acuosas presentan concentraciones entre 5 y 28% molar CH4, <7% molarH2S, y entre 6 y 33% molar CO2, con la presencia de aléanos pesados entre 60.2 y 61.3% molar, correspondientes a una cadena de carbono entre C8 y C14 (datos obtenidos mediante espectroscopia de infrarrojo mediante transformada de Fourier, o FTIR). Tales cadenas son características de aceites del tipo black oil a aceite ligero. La repartición de la mayoría de las inclusiones presentan densidades API en dos modas comprendidas entre 2° y 6° API, y entre 11 ° y 13 ° API. Bourdet et al. (2005) y Levresse et al. (2005a) interpretaron que el primer episodio de circulación de fluido está representado por la presencia de inclusiones fluidas acuosas muy ricas en CH4 formadas a una presión de ~1200 bar, sugiriendo que las rocas estaban sobrepresurizadas en el momento de la circulación e interacción de los paleofluidos con la roca regional. La gran cantidad de CH4 determinada en las inclusiones fluidas acuosas sólo puede estar ligada a una maduración de materia orgánica que se originó durante el flujo de las salmueras.
En la etapa de migración se generaron al menos cinco generaciones de dolomita (González–Partida et al, 2004; Levresse et al., 2004; Méndez–Ortiz et al., 2004), y se pasó de un régimen litostático a uno hidrostático (Figura 8) con generación de brechas hidráulicas cementadas por dolomita y calcita tardía. Dicho cambio se produjo a presiones entre 500 y 900 bar y a temperaturas entre 100° y 150°C (Martínez–Ibarra, 1999; Bourdet et al, 2005; Levresse et al, 2005a, 2005b; Pironon et al, 2005), con salinidades entre 1.6 y 12 wt.% NaCl equiv. Las Th en inclusiones con hidrocarburos varían entre 5° y 110°C. Es de destacar que las inclusiones fluidas constituidas principalmente por metano con Th muy bajas (5°C) son testigos de un régimen de presiones altas durante el atrapamiento de los hidrocarburos.
El llenado de los reservorios se produjo a Th entre 130° y 150°C, por fluidos acuosos con salinidades medias entre 2 y 8 wt.% NaCl equiv. Las inclusiones de hidrocarburos correspondientes a este estadio presentan Th entre 40° y 100°C y representan el regreso a las condiciones de presión hidrostática de los reservónos, a presiones entre 400 y 600 bar (Martinez–Ibarra et al, 2003; Levresse et al., 2005a, 2005b).
Figura 7. Generalización de los resultados microtermometricos de inclusiones fl uidas (temperatura de homogeneización o Th, y salinidad) para los
fl uidos en los reservorios de hidrocarburos de la Cuenca del Sureste (Méndez-Ortiz et al., 2006; Méndez-Ortiz, 2007) y los yacimientos estratoligados
tipo MVT y asociados de la Cuenca de Sabinas (datos de González-Sánchez, 2008; González-Sánchez et al., 2008). A título comparativo, se presenta
el rango general de los yacimientos tipo MVT a nivel mundial, modifi cado de Wilkinson (2001).
Figura 8. Evolución barométrica con respecto a la profundidad de los reservorios de hidrocarburos de la Cuenca del Sureste (datos de Eguiluz de Antuñano, 2001; Méndez-Ortiz et al., 2006; Méndez-Ortiz, 2007) y de los yacimientos estratoligados tipo MVT y asociados de la Cuenca de Sabinas (datos de González-Sánchez, 2008; González-Sánchez et al., 2008).
4.2. Geoquímica de halógenos en fluidos de cuenca
Entre los elementos más reveladores para describir la evolución de cuencas sedimentarias y de los fluidos contenidos en ellas, se encuentran los elementos del grupo de los halógenos, específicamente Br, Cl, I, además del Na. Estos elementos constituyen muy buenos trazadores debido a su naturaleza relativamente conservativa, de los que el I es menos conservativo ya que se intercambia fácilmente durante las reacciones agua–roca y en presencia de materia orgánica. Las relaciones entre los contenidos en dichos elementos en los fluidos permiten mostrar procesos de evolución por comparación con la composición media del agua del mar, salmueras de cuenca, y con la evolución composicional del agua de mar durante su evaporación (Figura 9). Los principales procesos que afectan la concentración de los halógenos son (1) la dilución por aguas meteóricas, (2) la evaporación del agua de mar, (3) la interacción con aguas asociadas a cuerpos de sal, (4) la diagénesis, y (5) reacciones de hidratación y deshidratación. Los datos analíticos se obtienen a partir del análisis preciso de estos elementos en los fluidos contenidos en inclusiones fluidas, mediante el método conocido como crush–leach (Bottrell etal., 1988; Yardley et al, 1993). Este método consiste en la trituración de las muestras con inclusiones fluidas para liberar sus fluidos, el evaporado del agua, y el lixiviado de los precipitados resultantes mediante agua destilada ultra–pura. La solución resultante se analiza mediante diversos métodos, lo que permite determinar de forma muy precisa el contenido en cationes (Na, K, Ca, Mg, Li, Fe, Cu, Mn, Hg, Zn, etc.) y aniones (Cl, Br, I).
En la Figura 9 se presentan gráficamente las relaciones Cl/Br contra Na/Br de los resultados hasta la fecha disponibles (González–Sánchez, 2008) en inclusiones fluidas de depósitos tipo MVT y asociados de la Cuenca de Sabinas y en inclusiones fluidas de campos petrolíferos de la Cuenca del Sureste. En la Cuenca del Sureste, los datos de halógenos sugieren la presencia de aguas del Mesozoico debidas a evaporación del agua de mar, que se encuentran en equilibrio con los procesos de dolomitización y que, en su trayectoria final durante el llenado de los reservorios, se mezclaron con las aguas del Terciario (Méndez–Ortiz et al, 2006).
En general, los datos de halógenos de la Cuenca de Sabinas se alinean a la curva de evaporación del agua de mar, por debajo de ella. Ramos–Rosique et al. (2005) interpretan este comportamiento, para los cuerpos de celestina de la Sierra de los Alamitos, como indicativo de fluidos originados a partir de agua marina y que han experimentado un proceso de evaporación. En los mantos de fluorita del distrito minero de La Encantada – Buenavista (Tritlla et al., 2004) se ha invocado un mecanismo similar, aunque con la participación de fluidos meteóricos que diluyen la salmuera mineralizante inicial. Ésta, a su vez, provocó la maduración de la materia orgánica existente en la roca encajonante, generando inclusiones fluidas con hidrocarburos.
Figura 9. Correlación entre las relaciones Cl/Br y Na/Br en conjuntos de datos de geoquímica de halógenos en inclusiones fl uidas de los reservorios de hidrocarburos de la Cuenca del Sureste (datos de Birkle y Aguilar-Maruri, 2003; Birkle y Angulo, 2005; Birkle et al., 2005; Méndez-Ortiz et al., 2006; Méndez-Ortiz, 2007) y de los yacimientos estratoligados tipo MVT y asociados de la Cuenca de Sabinas (datos de Ramos-Rosique et al., 2005; González-Sánchez, 2008). El comportamiento geoquímico del agua marina y de los procesos de evaporación de dicha agua y disolución de evaporitas se ha generalizado a partir de Viets et al. (1996).
4.3. Isótopos estables de C y O
En la Figura 10 se representan los datos isotópicos de C y O disponibles de yacimientos petrolíferos de la Cuenca del Sureste (Prinzhofer et al, 2000; Birkle y Aguilar–Maruri, 2003; Birkle y Ángulo, 2005; Birkle et al, 2005) y de yacimientos minerales de la Cuenca de Sabinas (González–Sánchez etal, 2007, 2008; González–Sánchez, 2008). De esta última, existe un conjunto de 300 datos que abarca todos los distintos tipos mineralógicos de yacimientos estratoligados (Pb–Zn o MVT en sentido estríeto, barita, fluorita, y celestina). Para los yacimientos tipo MVT y asociados, se analizaron rocas carbonatadas frescas y alteradas de la Formación Cupido o de formaciones co–rrelacionables estratigráficamente con ésta, calcita fétida de color gris con inclusiones fluidas con hidrocarburos, y calcita blanca sin presencia evidente de hidrocarburos en inclusiones fluidas.
Consideramos como valores isotópicos de referencia para la evolución de estos carbonatos los obtenidos para la plataforma de Yucatán, con δ13CVPDB entre 0.1 y 4‰, y δ18OVPDB entre 1 y 4‰ (Wilson y Pialli, 1977), así como los obtenidos en dolomita temprana de la Cuenca del Sureste, con δ13CVPDB entre 2 y 2.5%, y δ18OVPDB entre 2 y 2.4‰ (Méndez–Ortiz, 2007). Asimismo, Prinzhofer et al. (2000) reportaron valores de δ13CVPDB entre –27 y –22‰ para los hidrocarburos de la misma cuenca. Por otro lado, los datos de δ13CVPDB reportados por Lehmann et al. (1999) para la Formación Cupido en la Cuenca de Sabinas, entre 0.19 y 3.9‰, pueden usarse como valores de referencia para las rocas carbonatadas inalteradas encajonantes de los yacimientos estratoligados.
Figura 10. Composiciones isotópicas de los carbonatos de los reservorios de hidrocarburos de la Cuenca del Sureste (datos de Birkle y Aguilar-Maruri, 2003; Birkle y Angulo, 2005; Birkle et al., 2005; Méndez-Ortiz et al., 2006; Méndez-Ortiz, 2007) y de los yacimientos estratoligados tipo MVT y asociados de la Cuenca de Sabinas (datos de González-Sánchez, 2008; González-Sánchez et al., 2008). Como referencia se consignan los datos de dolomitas Jurásicas (Allan y Wiggins, 1993), de dolomitas de origen marino del Golfo de California (Richardson et al., 1988), el comportamiento isotópico de los carbonatos del Pleistoceno de la Plataforma de Yucatán (Wilson y Pialli, 1977), y los carbonatos del Cretácico (Lehmann, 1997) y de la Formación Cupido (Lehmann et al., 1999).
5. Discusión
En ambientes carbonatados con migración de hidrocarburos y de salmueras de cuenca, las dolomitizaciones suelen ser epigenéticas y estar relacionadas con los diferentes pulsos de migración de los fluidos (Purser et al, 1994). Los fluidos de cuenca primarios ácidos en los hidrocarburos, necesarios para producir la disolución de carbonates en ambientes diagenéticos profundos, se mezclan con otros fluidos de la cuenca durante su migración, propiciando la disolución y precipitación de carbonates (Corbella y Ayora, 2003; Corbella et al, 2007). Así, en el caso que la dolomitización se origine durante las primeras etapas de expulsión de fluidos en una cuenca, las rocas generadas muy posiblemente actuarán como excelentes reservorios de hidrocarburos (Flügel, 2004; Purser et al, 1994). En la Cuenca del Sureste existen múltiples episodios de dolomitización relacionados con el origen, migración y acumulación de los hidrocarburos, y episodios de formación de calcita tardía que rellena porosidad.
Las temperaturas de homogeneización y salinidades en inclusiones fluidas de depósitos MVT y asociados de la Cuenca de Sabinas (45° a 200°C, y 1 a 22 wt.% NaCl equiv. y hasta 24 wt.% CaCl2, respectivamente) y en inclusiones fluidas de campos petrolíferos de la Cuenca del Sureste (55° a 145°C, y 0.5 a 12 wt.% NaCl equiv. y hasta 21 wt.% CaCl2, respectivamente) son compatibles con las halladas en contextos similares. La principal diferencia en la fisicoquímica entre los fluidos de dichas cuencas se halla en su presión, mayormente en el campo litostático. Así, los fluidos en la Cuenca del Sureste evolucionaron a profundidades no menores de ~4500 m e iniciaron su maduración a presiones no menores de ~1200 bar. En cambio, los fluidos en la Cuenca de Sabinas evolucionaron a profundidades <~3000 m y a presiones <~350 bar. En ambos casos, sin embargo, la evolución de los fluidos refleja la transición de regímenes de presión litostáticos a hidrostáticos.
Las variaciones en composición isotópica de los carbonates en la Cuenca del Sureste se interpretan como debidas a (1) la introducción de carbono orgánico derivado de la oxidación del metano en el fluido a partir del cual se formó la dolomita, y (2) una interacción agua/roca baja, ya que los valores de δ18OVPDB más positivos son análogos a los valores de referencia para carbonates "frescos". Allan y Wiggins (1993) interpretan el fraccionamiento isotópico de la dolomita en función de su sepultamiento y temperatura de formación; así, en general, los valores de δ18OVPDB positivos tienen un origen de baja temperatura y los negativos de alta temperatura (el δ13CVPDB es prácticamente invariable en esta condición), pues a mayor temperatura existe mayor interacción agua/roca. Los valores de δ13CVPDB y de concentración de Cl obtenidos por Birkle et al. (2005) muestran una distribución rectilínea entre los valores del agua metéorica (δ13CVPDB ~ –7‰) y del agua de mar evaporada (δ13CVPDB –1 l‰), lo que apoya la existencia de un proceso de mezcla entre ambos tipos de aguas. Ello es igualmente argumentable mediante datos de δ18OVPDB y δD para las mismas salmueras (Birkle y Ángulo, 2005), con valores de δ18OVPDB = 0.5‰ y δD = –23‰ para agua meteórica y de δ18OVPDB = 11‰ y δDVSM0W = –1‰ para agua marina evaporada.
Los valores de δ18OVPDB más bajos enyacimientos MVT y asociados de la Cuenca de Sabinas (Figura 10) pueden ser debidos a (1) incremento de temperatura, (2) la interacción de los fluidos mineralizantes con aguas meteóricas cargadas de CO2, o (3) la interacción de aguas meteóricas con salmueras de cuenca caliente que maduraron la materia orgánica durante la precipitación mineral, lo que explicaría la correlación negativa entre δ13CVPDB y δ18OVPDB (la más pronunciada, en los carbonates de los yacimientos de celestina). La presencia de hidrocarburos en los carbonates con valores isotópicos más bajos es compatible con esta última explicación. Los datos de geoquímica de halógenos para ambas cuencas de estudio indican igualmente que los fluidos asociados con su evolución derivan en parte de agua marina y de agua marina evaporada.
6. Conclusiones
Los datos microtermométricos de inclusiones fluidas de las cuencas de Sabinas y del Sureste son coherentes con los obtenidos en otros yacimientos tipo MVT y campos petroleros en el mundo. En ambas cuencas, las salmueras más precoces son esencialmente calcicas, de baja presión en la Cuenca de Sabinas (~350 bar) y de alta presión en la del Sureste (~1200 bar). En esta última se produjo un proceso de descompresión al pasar de un régimen litostático a uno hidrostático durante la migración de los hidrocarburos. El llenado de los reservorios se produjo bajo condiciones hidrostáticas, entre 600 y 400 bar, y temperaturas alrededor de 130°C, y asociado a fluidos con salinidades menores a las de los fluidos más precoces.
La geoquímica de halógenos en muestras de la Cuenca del Sureste sugiere la presencia de aguas asociadas a procesos de evaporación del agua de mar, que sobrepasaron el punto de precipitación de la halita, asociadas a procesos de dolomitización y que, durante el llenado de los reservorios petrolíferos, se han mezclado con aguas meteóricas. Durante la formación de los yacimientos de la Cuenca de Sabinas se puede invocar la existencia de un mecanismo de mezcla de fluidos similar al anterior, aunque con una mayor participación de fluidos meteóricos que diluyen la salmuera mineralizante inicial. Simultáneamente, se habría producido la maduración de la materia orgánica existente en la roca encajonante, generando los hidrocarburos.
En ambas cuencas los efectos de los procesos de interacción agua/roca son muy limitados. Así, la composición isotópica (δ13CVPDB y δ18OVPDB) de los carbonates y su evolución en la Cuenca del Sureste parece estar marcada principalmente por (1) la introducción de C orgánico en el fluido a partir del cual se formó la dolomita, derivado de la oxidación de metano, y (2) baja interacción agua/roca. En los yacimientos tipo MVT y asociados de la Cuenca de Sabinas, las relaciones δ13CVPDB y δ18OVPDB sugieren la mezcla e interacción de aguas meteóricas relativamente frías con salmueras de cuenca calientes.
Agradecimientos
Este trabajo contó con el apoyo financiero de los proyectos de investigación IN102107–3 e IN103807 de PAPIIT (DGAPA, UNAM), y 58825 y 46473 de Conacyt, y se benefició de la revisión crítica de Pura Alfonso y Efrén Pérez Segura. Agradecemos al personal del Servicio Geológico Mexicano (SGM) en Saltillo su apoyo durante las campañas de campo en Coahuila, especialmente a Carlos Martínez Ramos y Carlos Rivera Martínez, y al personal en Pemex–PEP, especialmente a Adán Oviedo Pérez y Antonio Escalera Alcocer. Es debido un reconocimiento especial a Samuel Baca, Agustín Rodríguez Santos, Salvador Esquivel Victoria (Fluorita de México, S.A. de C.V.), César Pérez Rodríguez y Servando Rodríguez Favela (Minera Múzquiz, S.A. de C.V.), quienes facilitaron en todo momento el acceso a diversas explotaciones mineras. Durante las etapas iniciales de nuestro trabajo de campo en Coahuila contamos con la guía de Antonio González Ramos El Gavilán, y la asistencia de Hugo Martínez, Arturo Cantó y Cantó, Fausto Cantó Arocha, Amador Núñez Miranda, Gilíes Levresse y Jordi Tritlla. Este último también realizó algunos análisis de halógenos en inclusiones fluidas en la University of Leeds (Reino Unido), junto con David Banks. Los análisis de isótopos estables de C y O se efectuaron íntegramente en el Laboratorio Universitario de Geoquímica Isotópica de la UNAM, a cargo de Edith Cienfuegos Alvarado y Pedro Morales Puente.
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Manuscrito recibido: Febrero 13, 2008.
Manuscrito corregido recibido: Abril 4, 2008.
Manuscrito aceptado: Abril 13, 2008
