Libro_de_Recursos_Prospectivos-Perdido-Cordilleras-Salina

tempranos de la sal; donde se infieren procesos de migración vertical y/u horizontal con
cortas distancias, asociados con el relieve estructural y a través de fallas o fracturas desde
niveles del Titoniano. Asimismo, en algunos casos se identificaron objetivos geológicos
en probable Kimmerigdiano-Oxfordiano, que se observan como trampas nucleadas por
sal, con patrones sísmicos monticulares y que se asocian con posibles facies de alta
energía (bancos oolíticos) o también, pudieran asociarse con crecimientos orgánicos.
En este último tipo de objetivos y con base en la información sísmica, es difícil interpretar
las fallas o fracturas que actúan como vías de migración. Sin embargo, se asumen
procesos de migración horizontal desde las rocas generadoras del Titoniano, las cuales a
su vez son selladas lateral y verticalmente por las mismas lutitas del Titoniano o bien, por
anhidritas dentro del Jurásico Superior.
Los elementos del sistema petrolero incluyen a las rocas generadoras, rocas
almacenadoras, elementos sello y los procesos de formación de las trampas y sincroníamigración
de hidrocarburos. A continuación, se describen de manera general los
elementos de los sistemas petroleros identificados en el área evaluada de la Cuenca
Salina.
7.3.1 Roca generadora
Las rocas generadoras del Jurásico Superior Titoniano constituyen el principal nivel
estratigráfico generador de hidrocarburos para toda la Cuenca Salina. En la región de
aguas profundas, existen pozos que han cortado la roca generadora del Titoniano (Hux-1,
Bok-1, Chuktah-201, Nab-1, Etbakel-1, Tamil-1 y Tamha-1) y en conjunto con la información
de campos y pozos en la región de aguas someras de las Cuencas del Sureste, han
permitido determinar sus características litológicas, distribución y potencial generador
hacia la región de aguas profundas.
Dentro del área evaluada, el pozo Tamha-1 corto 25 m de rocas del Titoniano, compuestas
por carbonatos mudstone-wackestone de intraclastos y bioclastos, de aspecto
bituminoso y ligeramente recristalizado y dolomitizado. Del análisis geoquímico de los
extractos de muestras de núcleos realizados en este pozo, se obtuvieron valores de
carbono orgánico total de alrededor de 5.5% a 6% y con mezcla de kerógenos tipo I y II,
establecidos por altos valores del Índice de Hidrógeno (IH=654).
Con base en modelados de cuencas y sistemas petroleros realizados previamente, la
porción de aguas profundas de la Cuenca Salina se encuentra en diferentes etapas de
generación de hidrocarburos asociados con las rocas del Titoniano y donde su madurez
térmica está controlada principalmente por la profundidad.
Estas etapas van desde condiciones de alta madurez térmica al norte y oeste, donde es
se espera la presencia de gases y condensados; pasando por zonas donde la madurez
térmica disminuye hacia la parte central, abriendo la posibilidad de encontrar
hidrocarburos líquidos y finalmente, llegando a una zona dónde los hidrocarburos
esperados llegan a ser de gases a aceites pesados hacia el extremo este y sur.
Como se mencionó anteriormente, no consideran otras rocas identificadas como
potenciales subsistemas generadores, correspondientes con el Jurásico Superior
Oxfordiano y Cretácico Superior Cenomaniano-Turoniano, ya que actualmente no se ha
confirmado su potencial generador de manera regional en aguas profundas de la Cuenca
Salina.
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