RETICULA NUEVA - Servicio Geológico Mexicano

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lo tanto, aunque existen trampas estratigráficas
éstas posiblemente no se cargaron de hidrocarburos
en una etapa temprana.
2.4 b.-Trampas estructurales
El modelo de deformación de la Cuenca de
Sabinas es por acortamiento, con despegue
salino en la base de la sección sedimentaria,
presente en la parte central de la cuenca y con
fallas de basamento hacia las márgenes de la
cuenca (Chávez-Cabello, 2005).
El marco estructural regional corresponde a un
dominio de pliegues anticlinales y fallas inversas,
orientadas sensiblemente noroeste-sureste
(Eguiluz et al., 2000).
Dependiendo del radio de curvatura de los pliegues
y las fallas inversas, se desarrollan fracturas naturales
con diferentes orientaciones. Predominan las fracturas
orientadas normales y paralelas a sigma 1
(tipo ac y bc), pero también hay fracturas sintéticas
asociadas (tipo hk0). Esta característica de
fracturamiento hace que los yacimientos de gas,
tengan la permeabilidad suficiente para permitir
la transmisibilidad del fluido.
Cuando los radios de curvatura máxima son
menores, existe mayor densidad de fracturas,
en areniscas con mayor contenido de cuarzo y
en dolomías de la roca almacén (Tabla II), pero
también las calizas arcillosas se tornan frágiles y
se fracturan, la roca sello pierde su cualidad, y
el hidrocarburo migra hacia niveles estratigráficos
superiores en donde se almacena cuando
existen sellos dúctiles, como las evaporitas de la
Formación La Virgen.
La Tabla II sintetiza las relaciones entre las
características de las fracturas naturales, el tipo
de pliegue, su litología y porosidad de matriz. La
densidad de fracturas es en términos relativos,
con respecto al yacimiento Cretácico del campo
Monclova-Buena Suerte. La apertura de fracturas
es muy pequeña, casi capilar y fuertemente
inclinada respecto a los planos de estratificación.
Para evaluar cuantitativamente a la trampa, se
requiere que tenga una definición sísmica
aceptable, con la que se realice una configuración
estructural confiable, con cierre en todas
direcciones. La deformación con echados fuertes
ha sido una limitación para adquirir buena
calidad sísmica. Según el área, hay buenos
resultados y calidad de información hacia la
margen noreste de la cuenca, que presenta una
deformación más suave, que el de la parte central
y sureste de la misma cuenca. De acuerdo a este
aspecto la calificación cuantitativa del riesgo varía
desde 0.5 a 0.8, en las mejores condiciones.
2.5.- Migración y sincronía
De acuerdo al modelado de la cuenca (Cuevas,
1984; Eguiluz, 2001), se considera que durante
el Cretácico Superior y a los 3 000 y 3 700
Tabla II.- Características de las fracturas en estructuras de la Cuenca de Sabinas.
EXPLORACIÓN PETROLERA CUANTITATIVA, EJEMPLOS Y RESULTADOS DE LOS ESTUDIOS DE PLAYS EN LA CUENCA DE SABINAS COAHUILA, MÉXICO
metros de sepultamiento, la roca generadora de
la Formación La Casita entró en la ventana del
aceite e inició la expulsión y migración de hidrocarburos
hacia las trampas estratigráficas, echado
arriba de la cuenca. Durante el Cretácico
Superior, con sepultamiento mayor a los 4 500
metros, por craqueo los hidrocarburos entraron
en la ventana del gas seco.
Los procesos diagenéticos redujeron considerablemente
la porosidad primaria a valores mínimos,
pero la permeabilidad de yacimientos es
por fracturas naturales, lo que induce a pensar
en una migración secundaria. La presencia de
producción establecida en varios campos con
éxito exploratorio (Eguiluz, 2001), indica que
existe migración de gas, hacia trampas estructurales
fracturadas por acortamiento. La sincronía
de los elementos del Sistema Petrolero,
se inician con el depósito de una roca generadora
rica en materia orgánica, durante el
Kimeridgiano y Tithoniano, simultáneamente se
de positaron areniscas que formaron trampas
estratigráficas como rocas almacén. La roca sello
inmediata superior, cubrió a las rocas almacén
y evitó la migración de hidrocarburos hacia
niveles superiores o fuera de la cuenca de
depósito (Tabla III).
El sepultamiento generó las condiciones adecuadas
para generar los hidrocarburos, éstos migraron
inicialmente a las rocas almacén del Jurásico.
Los carbonatos dolomitizados de
roca almacén en las Formaciones
Padilla y La Virgen, se depositaron
primero, seguidas por evaporitas de
la roca sello, las que recibieron
hidrocarburos posteriormente. La
deformación de edad Laramide,
comprimió a la carpeta sedimentaria
y formó trampas anticlinales,
su grado de deformación permitió
la comunicación de poro por
fracturas naturales en las trampas
estratigráficas de los plays La Casita,
pero a mayor deformación también
fracturó su sello y el hidrocarburo