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Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana Volumen 72, núm. 2, A141219, 2020 |
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Evolución geoquímica de la Formación Eagle Ford y su rol como roca generadora de gas y aceite en Coahuila, NE México
Geochemical evolution of the Eagle Ford Formation and its role as source rocks for gas and oil in Coahuila, NE Mexico
Alberto Herrera Palomo1,*, Luis Martínez2
1 Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional Autónoma de México, Ciudad Universitaria, 04510, Coyoacán, CDMX, México.
2 EOST, Université de Strasbourg, 5 Rue René Descartes, 67000, Strasbourg, Francia.
* Autor para correspondencia: (A. Herrera Palomo) This email address is being protected from spambots. You need JavaScript enabled to view it.
Cómo citar este artículo:
Herrera Palomo, A., Martínez, L., 2020, Evolución geoquímica de la Formación Eagle Ford y su rol como roca generadora de gas y aceite en Coahuila, NE México: Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana, 72(2), A141219.http://dx.doi.org/10.18268/BSGM2020v72n2a141219
Resumen
Con el objetivo de determinar la calidad de la Formación Eagle Ford, en la plataforma Burro – Picachos, como roca generadora de hidrocarburos y su implicación en el contexto de un yacimiento de tipo no convencional (shale gas), se analizaron con la adaptación del método Dykstra – Parson para la permeabilidad, los valores promedios ponderados al espesor de COT, Tmax, S2/S3 y PP (1.42 a 6.1) de cuatro pozos ubicados en la porción sureste de la línea fronteriza del estado de Coahuila, en el intervalo de 1410 m a 2460 m de profundidad. Gracias al contenido de COT (1.05 a 2.44%), presente en el área de estudio, la Formación Eagle Ford se puede catalogar como generadora de hidrocarburos, con una calidad regular a excelente. Los datos de Tmax (443°C a 484°C), ubican la roca generadora en una fase de madurez térmica temprana a tardía, a excepción del pozo Habano-1 que llegó a la sobre madurez. El potencial productor (PP) de la zona se encuentra entre débil a medio y el cálculo de tipo de hidrocarburo generado (S2/S3) indica la presencia de aceite y gas en la formación. Esto podría limitar la existencia de aceite a profundidades máximas de 1820 m en la porción norte del área estudiada. Si se observan el índice de hidrógeno (IH) vs. índice de oxígeno (IO), su evolución nos indica que el kerógeno predominante es una mezcla formada principalmente del tipo III y II los cuales se pueden interpretar como los precursores del gas y aceite encontrado. De los cuatro pozos exploratorios analizados, sólo uno presenta características geoquímicas con valores de corte similares a los propuestos en el desarrollo de shale gas en la Cuenca de Barnett.
Palabras clave: Eagle Ford, kerógeno, shale gas, Carbono Orgánico Total, hidrocarburos.
