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1. Introducción
En la actualidad las metodologías disponibles para la reconstrucción de la historia térmica de una cuenca (como la de Sabinas) se pueden agrupar en cuatro categorías (Pagel et al., 2014): 1) los geotermómetros, 2) los cronómetros, 3) los crono-termómetros y 4) los geotermómetros cinéticos.
La historia térmica de las cuencas sedimentarias (y/o sus procesos diagenéticos) puede ser reconstruida, según Pagel et al., (2014), por diferentes marcadores: Los denominados inorgánicos (o minerales) y los orgánicos. Como es sabido, los procesos diagenéticos comprenden todas aquellas transformaciones físicas, químicas o biológicas que se producen dentro de una cuenca sedimentaria, inmediatamente después del depósito sedimentario, debido principalmente a: bioturbación, compactación, re-cristalización, disolución, reemplazamiento, autogénesis y cementación (Bathurst, 1975; Berner, 1980; Morton, 1985; Horsfield y Rullkötter, 1994; Morad et al., 2000; Buschaert et al., 2004; Pagel et al., 2014; González Ruiz et al., 2015; entre otros).
Todas las reacciones diagéneticas con procesos cinéticos variables están en función de la composición de los sedimentos, la presión, la temperatura, la composición y la naturaleza de los fluidos de poro, tamaño de los granos, porosidad, permeabilidad, volumen de fluidos, procesos de óxido-reducción, pH y tipo de materia orgánica, entre los más importantes (Chillingarian et al., 1992; Horsfield y Rullkötter, 1994; Budd et al., 1995).
La diagénesis, a su vez, se puede dividir en tres principales dominios (Morad et al., 2000; Worden y Burley, 2003; González Ruiz et al., 2015): 1) la diagénesis precoz o eogénesis, 2) la profunda o mesogénesis y 3) la tardía o telogénesis. La primera corresponde a todas aquellas transformaciones químicas, físicas y bioquímicas que se producen al momento del depósito de los sedimentos y su tiempo de enterramiento, cuando la química de los fluidos es controlada por el medio de depósito; aquí las aguas de los poros están en conexión con las superficiales.
El motor principal de la diagénesis precoz es la degradación de la materia orgánica que implica fuertes cambios “redox” y se da entre (Pagel et al., 2014) 30 ºC a 70 ºC, y entre 1 a 2 Km de profundidad. La mesogénesis está relacionada con la interacción fluido-mineral, sin influencia de agentes superficiales; las transformaciones minerales son debido al enterramiento y al resultado de la interacción fluido/roca, y se tiene que considerar una evolución progresiva que dependa de las características mineralógicas, geoquímicas y petrofísicas de los depósitos sedimentarios y de su gradiente térmico.
La telogénesis está relacionada con la inversión estructural de la cuenca con infiltración de aguas meteóricas oxidantes en la zona de recarga, en los bordes de la cuenca que remplazan las aguas de poro de los sedimentos.
Es conveniente mencionar que la transformación de la materia orgánica es la única irreversible durante las tres etapas, realizando cambios durante la diagénesis con valores de temperatura ambiente (30 °C ~) y 70 °C +- 10 °, la catagénesis entre 70 y 160 °C +-20 ° y la metagénesis entre 160 y 200 °C +- 30 °C. Estos valores también corresponden con el rango de temperaturas de las rocas sedimentarias, ya que, más allá de 200 °C aproximadamente, es cuando una roca sedimentaria entra a las facies metamórficas.
Por otro lado, un sistema petrolero que incluye elementos como la roca generadora, la roca almacén y la roca sello, así como procesos de generación, expulsión, migración, almacenamiento, preservación y degradación con una sincronía determinada (Magoon y Daw, 1994; Boyer et al., 2007), es producto de la procedencia de los sedimentos, del ambiente de depósito y de la evolución de los paleofluidos (Bathurst, 1975; Budd et al., 1995; Flügel, 2004; Gonzalez-Partida et al., 2008a; 2008b). Tales procesos determinan la intensidad de los fenomenos diageneticos (Bathurst, 1975; Chillingarian et al., 1992; Horsfield y Rullkötter, 1994; Budd et al., 1995; Flügel, 2004 y González Ruiz et al., 2015). De igual manera, se sabe que un yacimiento no convencional de hidrocarburos contrasta con un yacimiento convencional, ya que en realidad los fluidos atrapados en la roca generadora no fluyen con altas presiones, como lo harían en un yacimiento convencional, y es por ello que deben aumentar la permeabilidad e inyectar un gas o fluido a alta presión para que los hidrocarburos atrapados en ésta fluyan a través de los pozos horizontales. Sin embargo, si la roca generadora deja salir los hidrocarburos poco a poco a través de una permeabilidad inferior a 0.1 mD (Lajous, 2015), es la causante de llenar todos los yacimientos convencionales. Aun así, la lutita puede funcionar al mismo tiempo como roca generadora y como roca almacén. Por lo anterior, las lutitas gasíferas pertenecientes a la Formación Eagle Ford se consideran como un recurso no convencional y son el objeto de este estudio. Las cualidades de las lutitas gasíferas propuestas por la United States Geological Survey (USGS) son: la inclusión de un alcance regional, la falta de rocas sello y trampas obvias, la ausencia de un contacto agua-gas bien definido, la presencia de fracturas naturales, una recuperación final estimada que, generalmente, es más baja que la de una acumulación convencional y una matriz de permeabilidad muy baja (Boyer et al., 2007; Askenazi et al., 2013; Santamaria-Orozco, 2000; Santamaria-Orozco y Horsfield, 2003; Santamaría-Orozco et al., 2009).
2. Antecedentes
Las cinco principales cuencas en México (Figura 1) con posible potencial de gas en lutitas son: 1) la Cuenca de Burgos (Formaciones Eagle Ford- Agua Nueva y Pimienta), 2) la Cuenca de Sabinas y Chihuahua (Formaciones Eagle Ford y La Casita), 3) Tampico (Formación Pimienta), 4) Tuxpan (Formaciones Pimienta y Tamaulipas) y 5) Veracruz (Formación Maltrata) con algunos horizontes ricos en materia orgánica del Jurásico Superior al Cretácico (Petróleos Mexicanos, 2011, 2012). Para el caso de la Cuenca de Sabinas existen estudios de la materia orgánica de las Formaciones La Casita, Padilla y La Virgen que muestran una evolución térmica avanzada, donde el gas seco es termogénico, producto de materia orgánica tipo III con poco aporte del tipo II y una reflectancia de la vitrinita elevada (> 2 % Ro) con profundidades de generación entre los 4 y 5 km (Piedad-Sánchez, 2004; Eguíluz de Antuñano, 2001; Martínez et al., 2015).
Figura 1 Localización de las columnas litológicas correspondientes a la Formación Eagle Ford que se estudiaron en este trabajo, y su posición con respecto a la Cuenca de Sabinas y estructuras geológicas sobresalientes; donde la columna CSV se encuentra sobre el cinturón plegado de Coahuila y las columnas CSI y CSII sobre la Península Burro-Peyotes (Transecto A- A´). Área de estudio ubicada en el mapa de cuencas productoras (imagen inferior), donde se muestra la distribución de cuencas productoras en Estado Unidos de América (USA), y las cinco principales cuencas con posible desarrollo de gas en lutitas en México según Petróleos Mexicanos (2011, 2012) y las Formaciones equivalentes a la Formación Eagle Ford.
Por otro lado, la Formación Eagle Ford ha sido caracterizada como una roca generadora de hidrocarburos, junto con otras Formaciones como La Casita y La Peña (Santamaría-Orozco et al., 1991; Eguíluz de Antuñano, 2001; Eguíluz de Antuñano, 2007; González-Betancourt, 2018). Estas tres formaciones están conformadas por secuencias de rocas que se depositaron en ambientes marinos con aporte de terrígenos y materia orgánica predominantemente tipo II y poco del tipo III dentro de la Cuenca de Sabinas (Piedad-Sánchez, 2004; Martínez et al., 2015) y una madurez térmica muy elevada en rocas de la Formación La Casita del Jurásico Superior mayor de 2.5 % Ro (Piedad-Sánchez, 2004; Martínez et al., 2015).
Además, Eguíluz de Antuñano (2001) propone un modelo térmico generalizado para la Cuenca de Sabinas con base en la profundidad y la edad de las Formaciones, en el que se plantea que la Formación Eagle Ford, en conjunto con la Formación Austin, ambas del Cretácico Superior, se encuentra en la etapa de generación principal de gas (Ewing, 2003) con un poder reflector de la vitrinita % Ro entre 0.67 y 1.29 (Piedad- Sánchez, 2004).
Para la evolución térmica de la Cuenca de Sabinas se han utilizado diversas herramientas convencionales, como El estudio de la materia orgánica (Eguíluz de Antuñano, 2001; Eguíluz de Antuñano, 2007; Santamaria et al., 1991, 2009), estudios de isótopos estables y radioactivos (González-Sánchez et al., 2007), métodos que comprenden la reflectancia de la vitrinita (Piedad-Sánchez, 2004, 2005), estudios detallados de las arcillas y microtermometrí́a de inclusiones fluidas en niveles estratigráficos más profundos en relación a la Formación Eagle Ford (González-Partida et al., 2008a, 2008b; González-Sánchez et al., 2007, 2009), etc. La presente investigación muestra resultados petrológicos y microtermométricos en la Formación Eagle Ford en tres columnas litológicas representativas (CSI, CSII y CSV) de la zona más profunda de la cuenca a la más somera, en un transecto que va del centro de la cuenca misma hacia la Península Burro -Peyotes (Sección A-´A, Figura 1).
2.1. La formación Eagle Ford y su distribución regional
La distribución de la Formación Eagle Ford abarca la Cuenca de Sabinas, el Arco de Tamaulipas, el borde de la Cuenca de Burgos al norte de Nuevo León (Robeck et al., 1960; Eguíluz de Antuñano, 2001; Corona-Esquivel et al., 2006) y se extiende hacia el estado de Texas en Estados Unidos de América, donde ha tenido una producción exitosa tanto de gas como de aceite (Santamaria-Orozco et al.,1990; Robinson, 1997; Padilla y Sánchez, 2016). El área de estudio comprende la Cuenca de Sabinas y la Península Burro-Peyotes, ubicadas en el estado de Coahuila, al noreste de la República Mexicana y al límite con la frontera de los Estados Unidos de América (Figura 1).
La Cuenca de Sabinas posee un área de 37000 km2 y su origen está relacionado con la apertura del Proto-Golfo de México (Padilla y Sánchez, 1986; Goldhammer et al., 1991, 1993; Goldhammer, 1999; Goldhammer y Johnson, 2001; Pindell, 1985, 1993; Pindell y Barrett, 1991; Pindell et al., 1988; Pindell y Kennan, 2009; Salvador, 1987, 1991a, 1991b, 1991c), y su “cierre tectónico” está relacionado con la Orogenia Laramide (Wilson, 1990; González-Sánchez et al., 2009). Antes del “cierre” en el Cretácico Superior se depositaron sedimentos de ambiente marino y con aporte de terrígenos de la Formación Eagle Ford, lo que dio origen a una mezcla de materia organica tipo II (predominando este) y algo del tipo III (Piedad-Sánchez, 2004; Márquez, 1979; Longoria, 1984; Santamaria-Orozco et al., 1990; Martínez et al., 2015).
La Formación Eagle Ford fue descrita inicialmente por Roemer (1852) y luego por Shumard (1860), su localidad tipo está en Eagle Ford, condado de Dallas, Texas (EUA), donde se presenta como una lutita calcáreo-carbonosa con estratificación laminar, de color gris obscuro a negro al fresco, que alterna con cuerpos de mudstone (Figura 2). Otros autores la han descrito como una lutita negra intercalada rítmicamente con caliza arcillosa, clástica o bioclástica y arenisca cementada con carbonatos (Eguíluz de Antuñano, 2001; Sánchez et al., 2002; Escalante et al., 2002; González-Betancourt, 2018). Se ha considerado que esta formación se depositó a finales del Cenomaniano y durante el Turoniano por su gran contenido de fauna estudiada (Moreman, 1927; Sellards, et al., 1966; Cobban 1988; Harries et al., 1996; Alvarado-Ortega et al., 2006), donde se destaca por contener abundantes fósiles de peces y conchas de amonitas y pelecípodos (Figura 2).
Figura 2 Afloramientos de la Formación Eagle Ford sobre la Península Burro-Peyotes (a), cerca de la localidad El Remolino, Coahuila, a 5 km de Piedras Negras (CSI) y dentro de la Cuenca de Sabinas (b), sobre la Sierra de Cristo al oeste de la localidad de San Antonio de la Cascada, Coahuila (CSV). (c) Formación Eagle Ford aflorando cerca de la zona de la columna CSII, donde se observan estratos delgados de lutita intercalados con caliza arcillosa. Esta formación se destaca por contener abundantes fósiles de peces (e, f), ammonites (g) y pelecípodos (d, h).
En la porción del sur de Texas la materia orgánica está representada por Exinitas: alginitas, esporinitas, cutinitas y resinitas; Vitrinitas: colinita y telinita, así como Inertinitas, (Robinson, 1997). Su espesor varía de 250 a 400 m (Eguíluz de Antuñano, 2001; Enciso-Cardenas, 2015) y se forma en un ambiente de depósito nerítico-medio que representa un sistema transgresivo (Figura 3), con facies de grano grueso y grano fino (MF1 y MF3), altamente compactadas, con pobre porosidad (Eguíluz de Antuñano, 2001; González-Betancourt, 2018) y alto contenido de carbono orgánico total (COT) entre 0.5 y 8% del peso total de la roca (González y Holguín, 1992; Barboza et al., 1997; Santiago et al., 2000; Santiago et al., 2003; Pérez et al., 2000; Martínez et al., 2000; Romo et al., 2002; Escalante et al., 2002; Sánchez et al., 2002; Petróleos Mexicanos 1988, 2011, 2012), por lo que tiene una importancia petrolera como roca generadora (Santamaría et al.,1991). Se correlaciona en tiempo (Figura 1) con la Formación Agua Nueva de la Cuenca Tampico Misantla, Formación Indidura en la Sierra Madre Oriental y Formación Soyatal al oeste de la Cuenca Tampico Misantla, Formación Orizaba y Formación Maltrata de la Cuenca de Veracruz, en Chiapas con la Formación Cintalapa del Grupo Sierra Madre y en Chihuahua con la Formación Ojinaga (Santamaría-Orozco et al., 1991; Martínez et al., 2000; Eguíluz de Antuñano, 2001; Sánchez et al., 2002; Enciso-Cárdenas, 2015; entre otros).
3. Metodología
En el taller de laminación del Centro de Geociencias de la UNAM se cortaron 155 muestras de roca, formando láminas delgadas para la descripción petrográfica bajo microscopí́a de luz transmitida (Olympus BX60), usando la nomenclatura de Dunham (1962) y láminas doblemente pulidas para el análisis microtermométrico de inclusiones fluidas. La microtermometrí́a se aplica en todo tipo de inclusiones fluidas: acuosas y de hidrocarburos (HC).
Para este estudio se usó una platina térmica tipo LINKAM, MDS600. Del análisis microtermométrico se obtienen tres tipos de información: 1) Te = temperatura eutéctica del sistema, 2) Tf = temperatura de fusión del último cristal de hielo dentro de la inclusión, y 3) Th = temperatura de homogeneización de fases. Generalmente, en inclusiones fluidas acuosas se observan estos tres parámetros, pero en las de HC, por lo general, solo se puede medir la Th. El análisis se realiza con la ayuda de un microscopio petrográfico de luz transmitida, de 1000 aumentos, al que se le ha adicionado una platina térmica que permite el calentamiento de especimenes hasta los + 650°C y un sistema de enfriamiento a base de nitrógeno líquido que baja la temperatura hasta - 200°C.
El primer paso (petrografía de inclusiones fluidas) consiste en reconocer los diferentes tipos de inclusiones y hacer una descripción detallada de las mismas, incluyendo su forma, tamaño y fases presentes, que pueden ser sólida, líquida o gaseosa. El tamaño pequeño de las inclusiones fluidas, que varí́a de 5 a 30 micras (μ), es lo que hace que esta técnica sea en la actualidad difícil y que requiera de herramientas especializadas para su operación. En esta etapa se debe de tomar en cuenta (por medio de la observación petrográfica) la posible existencia de fenómenos perturbadores como: encuellamiento, escape y relleno de fluido (leakage), metaestabilidad, agrandamiento (stretching) y decrepitación.
La etapa más importante tiene lugar en la microtermometría, técnica que consiste en realizar medidas a bajas y altas temperaturas. El método radica en provocar la solidificación (bajo observación microscópica) de las fases fluidas mediante la disminución progresiva de la temperatura (hasta -200°C). El punto de solidificación de una sustancia está en función de su contenido salino, por lo cual esta determinación permite el cálculo del porcentaje de sales disueltas en la fase acuosa en fluidos subsaturados.
El proceso de calentamiento se realiza sobre las mismas inclusiones, inmediatamente después de analizarlas a baja temperatura. Ésta se va aumentando a una tasa de calentamiento lenta para permitir el equilibrio de las fases y poder detectar los fenómenos de fusión y homogeneización (1°C por minuto). En medios diagenéticos, es recomendable primero calentarlas y después enfriarlas para evitar que se produzca una decrepitación, sobre todo en fluidos muy densos.
3.1. El muestreo
Se realizaron expediciones al estado de Coahuila para el levantamiento de tres columnas estratigráficas: 1) CSI, 2) CSII y 3) CSV, ubicadas, respectivamente, en 1) Localidad El Remolino, Coahuila, a 50 km de Piedras Negras, coordenadas UTM 14R0298723/ 3187001, 2) Rancho La Mota, 30 km al oeste del municipio de Morelos, coordenadas UTM 14R0286630/ 3143773, y 3) Sierra de Cristo al oeste de la localidad de San Antonio de la Cascada, coordenadas UTM 14R0225163/ 3013576 (Figura 1).
Los levantamientos estratigráficos se realizaron tomando una muestra de roca cada 2 metros, distancia medida perpendicularmente al echado de los estratos, obteniendo así espesores entre 90 y 125 m. Para hacer los estudios microtermométricos es necesario realizar otros previos sobre petrología convencional, la cual debe establecer una secuencia paragenética con una identificación del tiempo relativo de formación de eventos y micro-eventos, de tal manera que se puedan elegir las muestras de acuerdo con el evento que se pretende estudiar.
4. Resultados
4.1 Petrografía
La Formación Eagle Ford presenta un cambio de facies desde la Península Burro-Peyotes hacia la Cuenca de Sabinas (Figura 4). Sobre la península se realizaron dos levantamientos litológicos que corresponden a las columnas I y II, con 110 y 90 m de espesor, respectivamente. Las microfacies dominantes son MF-2 y MF-3 (González-Betancourt, 2018).
Figura 4 Estratigrafía de la Formación Eagle Ford con sus respectivos cambios de facies (MF-1,MF-2yMF-3) desde la Plataforma Burro-Peyotes (CSI) hacia la Cuenca de Sabinas (CSV) en base a las descripciones petrográficas. Se observa un incremento en el contenido de arcillas y en el contenido de materia orgánica (MO) hacia la cuenca y un mayor contenido de caliza y arenisca con bajo contenido de MO sobre la plataforma.
En éstas se pueden observar estratos de wackestone y packstone de tonalidades grises y espesores entre 1 y 20 cm (MF-2), además de grainstone y arenisca cementada con carbonatos, compuestas de fragmentos calcáreos, bioclastos y extraclastos de cuarzo y feldespatos, así como también material fecal (MF-3). Éstos se DOIn intercalados por estratos delgados de lutita de color café amarillento y espesores entre 1 y 30 cm (MF-1).
El depósito está acomodado en estratos casi horizontales con rumbo NNW-SSE y echados entre 5°- 20° NE al norte de la península y NNE- SSW con echados cercano a 10° SE en la parte sur de la península. A la base de la secuencia la estratificación y laminación es paralela, sobreyacida por estratificación ondulada, cruzada, anastomosada y en ocasiones tipo flaser. Las estructuras principales consisten en rizaduras con crestas onduladas, estructuras de carga, diques sedimentarios y deformación convoluta. Los organismos fósiles observados son principalmente ammonites, bivalvos, pelecípodos (Inoceramus labiatus) y bioclastos, así como impresiones de ramas, icnofósiles, galerías y materia orgánica. Los microfósiles más abundantes son foraminíferos planctónicos de formas pequeñas, globulosas, biseriadas, planoespiraladas o troncoespiraladas, calciesférulas, peloides, en menor proporción radiolarios y foraminíferos bentónicos.
La alteración diagenética de la roca es mínima y consiste de fracturamiento, oxidación, disolución y desarrollo de caliche a la cima de los afloramientos. En lámina delgada, se observa la siguiente secuencia paragenética; durante la diagenésis precoz o eogénesis se observa la precipitación de cristales de pirita, cemento de calcita intergranular y de hematita en los horizontes superiores, además de que la roca presenta un grado de compactación de bajo a moderado. Para la etapa mesogenética se observa disolución en organismos fósiles, desarrollo de estilolitas, precipitación de cemento de calcita intragranular, neomorfismo agradacional y dolomitización. Finalmente se observan vetillas de calcita y fracturas casi perpendiculares a la estratificación (Figura 5). En el interior de la Cuenca de Sabinas los estratos estudiados se encuentran fuertemente plegados. La secuencia en esta área es de 125 m de espesor y consiste de las microfacies denominadas MF-1 y MF-2 (Eguíluz de Antuñano, 1984; González-Betancourt, 2018). Está constituida por lutitas, limolitas y mudstone (MF-1) e intercalados por wackestone (MF-2) (Figuras 4 y 7). Las estructuras sedimentarias primarias consisten de estratificación y laminación paralela u ondulada sin bioturbación.
Figura 5 Ejemplos de alteraciones diagenéticas observadas bajo el microscopio petrográfico; a) Granos cortados y generación de cemento de calcita(Cc); b) Neomorfismoagradacional; c) Dolomita(Do) dentro de organismos fósiles y chertintra partícula; d) Disolución de granos y cemento de hematita (Ht); e) Compactación de granos, se observan cristales de pirita (Py) presentes; f) Estilolitas, fracturas y vetillas de calcita presentes.
Figura 6 Paragénesis de inclusiones fluidas monofásicas y bifásicas de hidrocarburos y tipo acuoso, dentro de cristales de calcita (a y c) y organismos fósiles recristalizados (b y d).
Figura 7 Estratigrafía de la Formación Eagle Ford con los resultados del análisis microtermométrico en las inclusiones fluidas de las tres columnas estudiadas, desde la Cuenca de Sabinas hacia la Plataforma Burro-Peyotes. Se presentan las muestras analizadas con su Th mínima, máxima y promedio, observando la variación perpendicular a la estratigrafía. Donde Th = temperatura de homogenización.
El contenido fosilífero es menos variado que sobre la península, pero a nivel microscópico se observa un gran contenido de foraminíferos planctónicos de mayor tamaño y formas más ornamentadas y carenadas, abundantes filamentos, algunos bioclastos y paredes de diferentes tipos de Inoceramus con paredes aragoníticas aún preservadas.
La secuencia paragenética de los procesos de alteración que se observan inicialmente, seguidos al depósito de los sedimentos y durante la eogénesis, son compactación y precipitación de cementos de carbonato, los cuales afectaron la porosidad primaria, así como también la generación de cristales de pirita típica de ambientes reducidos en oxígeno. Durante la etapa de mesogénesis se observa la precipitación de cemento de sílice (chert o calcedonia) es los espacios porosos de la roca, pero también tenemos evidencia de disolución en organismos fósiles y en minerales inestables, como feldespatos y líticos volcánicos, el desarrollo de estilolitización moderada a intensa, neomorfismo y dolomitización, los cuales generaron una porosidad secundaria en la roca. Esto como consecuencia de la interacción de los fluidos provenientes del centro de la cuenca con las rocas de la Formación Eagle Ford. Para la etapa de telogénesis tenemos la fracturación natural de la roca, generación de vetillas de calcita y microplegamiento, además de una segunda precipitación de cemento carbonatado intragranular (dentro de fósiles que presentaban disolución y de granos cortados), que pudo haberse desarrollado también durante la etapa mesogenética.
El contenido de COT reportado en Estados Unidos va entre 4.5 y 5.5% (Askenazi et al., 2013), mientras que en México se ha reportado una gran variación de valores del COT; teniendo en el noreste de la península Burro-Peyotes un valor COT de entre 3 y 4% cerca de la ciudad de Piedras Negras (próximo a la columna CSI), entre 2.5 y 4.7% 10 Km al noroeste de Villa Hidalgo (más próximo a la columna CSII), para el noroeste de la Cuenca de Burgos los valores están entre 1.95 y 2.71% (Martínez-Contreras, 2015; Petróleos Mexicanos, 2011; 2012) y en el interior de la Cuenca de Sabinas los valores de COT están entre 2 y 4%, y >4% (Petróleos Mexicanos, 2012) cercano al área de Monclova (próximo a la columna CSV). De manera general en la Formación Eagle Ford los contenidos de carbono orgánico total (COT) son altos, estando entre el 0.5 y 8% del peso total de la roca, donde el miembro inferior o más arcilloso de la Formación Eagle Ford es más rico en el contenido de COT (González y Holguín, 1992; Barboza et al., 1997; Santiago et al., 2000; Pérez et al., 2000; Martínez et al., 2000; Romo et al., 2002; Escalante et al., 2002; Sánchez et al., 2002; Santiago et al., 2003, Petróleos mexicanos 1988, 2011, 2012).
4.2 Microtermometría de inclusiones fluidas
Las inclusiones fluidas, objeto del estudio micro-termometrico en calcita y dolomita de las tres columnas de la Formación Eagle Ford, fueron primarias de acuerdo a los criterios de identificación enunciados por Roedder (1984), Goldstein y Reynolds (1994), Boiron y Dubessy (1994) y Goldstein (2003). En la descripción petrográfica se reconocieron tres tipos de inclusiones; 1) monofásicas de líquido (L), 2) bifásicas de líquido+ vapor (L+V) compuestas de salmueras y 3) bifásicas de hidrocarburos. Estas inclusiones se observan atrapadas en organismos recristalizados, cementos sobre granos cortados o cementos en las cavidades de la roca. El tamaño de las inclusiones fluidas va entre 2 µm a 15 µm de largo, presentando formas redondeadas, de cuadrilateros y/o anhedrales (Figura 6).
El grado de relleno por estimación visual es de 0.95, teniendo una fase líquida dominante. Las inclusiones de hidrocarburos se observan de color café obscuro y corresponden a metano; las inclusiones de salmueras se observan transparentes en ocasiones con inclusiones sólidas de cristales heredados de hematita, de color café-rojizo. Las inclusiones pueden ser encontradas inmersas al azar sobre cemento de calcita que remplaza a granos cortados o en cristales de dolomita intracristalina y dentro de organismos fósiles reemplazados, por lo que la mayoría de ellas representan la fase de mayor soterramiento de las rocas o mesogénesis. Para el análisis microtermométrico sólo se analizaron las inclusiones bifásicas acuosas, de las cuales se obtuvieron las temperaturas de homogeneización (Th), y las temperaturas de fusión final (Tff), con lo que se calculó el porcentaje de salinidad (Wt % NaCl Eq.). Los resultados se presentan en la Tabla 1 y en la Figura 7.
Tabla 1 Resumen de los datos microtermométricos de inclusiones fluidas de rocas de la Formación Eagle Ford. Las muestras corresponden a lutitas generadoras de hidrocarburos en la Cuenca de Sabinas. También se anexan datos del poder reflector de la vitrinita (%Ro) de muestras cercanas al área donde se recolectaron las columnas CSI, CSII y CSV.
| Tipo de depósito | Nombre del depósito | Información adicional | Columna estratigráfica | Clave de muestra | Mineral | n | Tipo de inclusión fluida | Rango de Th (°C) | Th Promedio (°C) | Rango de salinidad (wt.% NaCl equiv.) | Salinidad promedio (wt.% NaCl equiv.) | %Ro (Piedad Sánchez, 2004; PEMEX, 2012) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Lutita gasífera | Formación Eagle Ford (Cenomani ano tardío- Turoniano) | Ricas en materia orgánica de tipo II y III. Roca moderada a altamente compactada y baja porosidad. | I | CSI-1 | Calcita | 26 | L+V | 73-76 | 74.69 | 8.3-8.3 | 8.3 | 0.5 |
| I | CSI-16 | Calcita | 21 | L+V | 63-66 | 64.48 | 8.1-8.1 | 8.1 | 0.5 | |||
| I | CSI-24 | Calcita | 28 | L+V | 74-77 | 75.64 | 8.0-8.0 | 8.0 | 0.5 | |||
| I | CSI-37 | Calcita | 15 | L+V | 70-77 | 72.40 | 7.9-7.9 | 7.9 | 0.5 | |||
| I | CSI-38 | Calcita | 17 | L+V | 61-69 | 65.94 | 7.6-7.6 | 7.6 | 0.5 | |||
| II | CSII-1 | Calcita | 29 | L+V | 110-120 | 115.90 | 7.2-7.2 | 7.2 | 1.29 | |||
| II | CSII-2 | Calcita | 25 | L+V | 103-117 | 110.04 | 9.2-9.2 | 9.2 | 1.29 | |||
| II | CSII-8 | Calcita | 28 | L+V | 105-115 | 109.75 | 8.7-8.7 | 8.7 | 1.29 | |||
| II | CSII-14 | Calcita | 21 | L+V | 30-36 | 33.71 | N/A | N/A | 0.6 | |||
| II | CSII-16 | Calcita | 13 | L+V | 116-120 | 118.15 | 5.9-5.9 | 5.9 | 1.29 | |||
| II | CSII-17 | Calcita | 18 | L+V | 101-106 | 104.17 | 7.9-7.9 | 7.9 | 1.29 | |||
| II | CSII-40 | Calcita | 38 | L+V | 100-110 | 104.61 | 12.8-12.8 | 12.8 | 1.29 | |||
| V | CSV-29 | Calcita | 39 | L+V | 67-77 | 72.54 | 5.0-5.0 | 5.0 | 0.8 | |||
| V | CSV-30 | Calcita | 34 | L+V | 63-68 | 65.18 | 6.4-6.4 | 6.4 | 0.67 | |||
| V | CSV-9 | Calcita | 36 | L+V | 120-126 | 121.89 | 9.2-9.2 | 9.2 | 1.88 | |||
| V | CSV-18 | Calcita | 13 | L+V | 121-126 | 124.38 | 8.3-8.3 | 8.3 | 1.88 | |||
| V | CSV-21 | Calcita | 22 | L+V | 110-117 | 113.23 | 6.4-6.4 | 6.4 | 1.88 | |||
| V | CSV-27 | Calcita | 26 | L+V | 104-110 | 105.69 | 5.0-5.0 | 5.0 | 1.80 | |||
| V | CSV-33 | Calcita | 22 | L+V | 109-115 | 110.73 | 7.9-7.9 | 7.9 | 1.88 |
Del análisis de la información obtenida se observa que sobre la Península Burro-Peyotes las temperaturas de homogeneización promedio (columna I) son de Th = 70.6°C con salinidades promedio de 8 wt% NaCl Eq., la columna II presenta una Th mayor de 99.5 ºC, así como una salinidad promedio de 8.62 wt% NaCl Eq., mientras que en el interior de la Cuenca de Sabinas la columna V tiene una temperatura de homogeneización promedio de Th = 101.95° C y una salinidad de 6.9 wt% NaCl Eq. Comparando los datos de las tres columnas, las Th mayores se encuentran en el interior de la Cuenca de Sabinas y en el contacto con el borde de la Península Burro-Peyotes (Figura 8), lo que probablemente esté asociándo principalmente al proceso de soterramiento de la Formación Eagle Ford y a una maduración diferencial de la materia orgánica a lo largo de la paleogeografía.
Figura 8 Corte que muestra la distribución térmica y salinidades en porcentaje de las muestras analizadas a lo largo de Cuenca de Sabinas. Los puntos rojos corresponden a las Th y salinidad promedio de la Formación Eagle Ford (CSI, CSII, CSV), mientras que los puntos amarillos corresponden a los yacimientos tipo Mississippi Valley medidos por González- Sánchez et al., (2007). Donde Th= Temperatura de homogenización.
5. Discusión
Con base en los análisis petrográficos se observa que la Formación Eagle Ford presenta un cambio de facies desde la Península Burro-Peyotes hacia la Cuenca de Sabinas, donde el contenido de arcillas aumenta. Sobre la Península predominan las lutitas ricas en materia orgánica, intercaladas con calcarenitas y caliza (mudstone-grainstone), presentando abundante contenido fósil y dominado por foraminíferos planctónicos de formas pequeñas, globulosas, biseriadas, planoespiraladas o troncoespiraladas y bivalvos, siendo ésta área interpretada como una plataforma somera protegida por bancos de arenas carbonatados, que permitieron el depósito de las arcillas y las partículas de materia orgánica en un ambiente reducido en oxígeno, pero que temporalmente se vio afectada con periodos de tormentas y oleaje, que depositaron las calcarenitas con estratificación cruzada y anastomosada y los cementos o cristales de hematita. Por consiguiente, las areniscas suelen tener menor contenido de materia orgánica en comparación con las lutitas.
En el interior de la Cuenca de Sabinas encontramos depósitos con grandes espesores de lutita de color gris obscuro, un alto contenido de materia orgánica, filamentos y laminación muy fina y paralela sin perturbación, intercalada por calizas (mudstone-wackestone) y con presencia de foraminíferos planctónicos de formas más grandes, ornamentadas y carenadas que ocuparon los nichos más profundos (Molina, 2004) Dicha secuencia fue depositada en aguas tranquilas con condiciones anóxicas necesarias para la preservación de la materia orgánica, evidenciado por las concentraciones de filamentos, el color obscuro de las rocas y la presencia de pirita framboidal en las rocas.
En la Cuenca de Sabinas existen estudios previos de la materia orgánica de las Formaciones La Casita, Padilla, La Virgen, La Peña, Eagle Ford y Olmos, que muesran una evolución térmica predominantemente avanzada, donde el gas seco es termogénico, producto de materia orgánica tipo III con aporte del tipo II, y una reflectancia elevada de la vitrinita a profundidad, por lo que se establecen profundidades de generación de gas entre los 3 y 4 km (Piedad-Sánchez, 2004; Martínez et al., 2015; Eguíluz de Antuniano et al., 2001). Por lo que la Formación Eagle Ford ha sido caracterizada como una roca generadora de hidrocarburos, junto con otras Formaciones como La Casita, La Peña y Olmos. Estas formaciones están conformadas por secuencias de rocas que se depositaron en ambientes marinos con aporte de terrígenos y materia orgánica tipo II y predominantemente tipo III dentro de la Cuenca de Sabinas (Piedad-Sánchez, 2004; Martínez et al., 2015), variando el poder reflector de la vitrinita que alcanza hasta Ro = 2.7% en las rocas más profundas de la formación La Casita (Piedad-Sánchez, 2004; Martínez et al., 2015). Eguíluz de Antuñano (2001) propone un modelo térmico generalizado para la Cuenca de Sabinas con base en la profundidad y la edad de las Formaciones (M.a.), en el que se plantea que la Formación Eagle Ford en conjunto con la Formación Austin se encuentran en la fase principal de la generación de gas (Figura 11). Este modelo concuerda con lo expuesto por Piedad-Sánchez (2004) al analizar la historia de sepultamiento, y, con ello, precisa con algunos datos medidos del poder reflector de la vitrinita % Ro, que varían de 0.67 a 1.29% en muestras de pozos petroleros de PEMEX (Figura 9) en el área de Monclova-Nueva Rosita, Coahuila (Piedad-Sánchez, 2004).
Figura 9 Microfotografías de petrografía orgánica de lutitas de la Formación Eagle Ford del área de Nueva Rosita, Coahuila, con presencia de vitrinita (V) con un %Ro entre 0.67 y 1.29, inertinita (I) y una matriz arcillosa con pirita (Py).
Figura 10 Diagrama de Th & %Ro, en el que se relacionan los datos para la determinación de la madurez orgánica de la Formación Eagle Ford. En la parte inferior se observa la ubicación de las columnas estratigráficas con el grado de madurez térmico observado en este análisis microtermométrico, así como también el grado de madurez %Ro aproximado, tomando en cuenta los datos de PEMEX (2012) y Piedad (2004).
Figura 11 Diagrama modificado de Boyer et al., 2007, donde se muestra la rango de madurez térmica correspondiente a la Formación Eagle Ford en el Norte de Coahuila, y el modelo propuesto por Eguiluz de Antuñano (2001). Se desprende que de manera general, la columna I se localiza en la zona de generación de aceite y las columnas II y V en la zona de generación de gas húmedo. Las flechas indican en rango de temperaturas alcanzadas en el análisis de inclusiones fluidas, mientras que las estrellas indican datos de %Ro cerca de las zonas donde se tomaron cada una de las columnas.
La maduración térmica de la Formación Eagle Ford, medida con el poder reflector de la vitrinita en muestras de pozos petroleros, indica también una tendencia diferencial donde se tienen algunos resultados de %Ro = 0.6% a 1,380 metros de profundidad en la zona de Progreso, Coahuila, y 1.88% a 660 metros en la zona de Barroterán, Coahuila (Piedad-Sánchez, 2004). No obstante, los resultados de %Ro de 0.60 a 1.88 en el interior de la Cuenca de Sabinas (Piedad-Sánchez, 2004; Petróleos Mexicanos, 2011, 2012) coindicen con la variabilidad térmica mostrada por los datos de Th (Figura 10), sugiriendo así que la Cuenca de Sabinas mostrará un potencial de gas y aceite en función de la evolución geológica local impactada por su paleogeografí́a, la interacción con fluidos y su deformación laramídica.
Respecto a los análisis microtermométricos, tenemos que la materia orgánica maduró de manera diferencial a lo largo de la paleogeografía, presentando las temperaturas más bajas al norte de la Península Burro-peyotes (columna I) y las más elevadas en el interior de la Cuenca de Sabinas (columna V). Siendo la columna I la única que solo maduró dentro de la ventana de generación de aceite, mientras que las columnas II y V si alcanzaron a entrar a la ventana de generación de gas en base a la temperatura de homogeneización promedio (temperatura mínima). Además, en la columna V, dentro de la Cuenca de Sabinas, existe también una variación a lo largo de la misma secuencia, observando que a la base se obtienen las temperaturas más altas y disminuyen hacia la cima, por lo que podemos decir que la maduración de la materia orgánica tampoco fue homogénea verticalmente dentro de la misma secuencia (Figura 7), misma tendencia diferencial reportada por Piedad-Sánchez (2004) en la zona de Barroterán, Coahuila. También se presentan algunos valores de temperaturas anormales muy bajas que en realidad deben corresponder a cementos formados durante la exhumación.
Con los datos microtermométricos obtenidos, los valores de %Ro y con base en el diagrama de Boyer et al., (2007) (Figura 11), se tiene que la Formación Eagle Ford, de manera general, se encuentra en la fase de generación de aceite hacia la plataforma Burro-Peyotes y alcanza a entrar en la fase principal de la generación de gas en el centro de la Cuenca de Sabinas, presentando una maduración diferencial. Según Eguíluz de Antuñano et al., (2001) esta formación, en general, alcanza las condiciones necesarias para la generación de gas durante el Paleoceno. En este trabajo, las temperaturas de homogeneización obtenidas a partir del análisis de inclusiones fluidas de la Cuenca de Sabinas representan las temperaturas mí́nimas de atrapamiento de los fluidos, las salinidades determinadas representan el equivalente total de sales disueltas (Wilkinson, 2001).
En este último caso solo se puede saber si los fluidos son predominantemente ricos en NaCl (de acuerdo con su Tff) y el porcentaje del poder reflector de la vitrinita representa la temperatura máxima a la que estuvo sometida la materia orgánica. El kerogeno tipo II normalmente está relacionado con la materia orgánica marina depositada en un ambiente reductor y, según Santamaria-Orozco et al., (2009), se caracteriza por que sus organismos son de origen marino y por su textura sapropelica con escasos aportes de material terrígeno, depositados mayoritariamente en ambientes de plataforma continental constituido por alginitas, esporinitas, cutinitas, polen y exinitas. En etapas tempranas de madurez, este tipo de kerógeno comienza a generar aceites parafinicos pobres en ceras y ricos en naftenos, mientras que en etapas avanzadas de madurez genera aceites ricos en aromaticos y mayores cantidades de gases (Figura 11), lo que se espera para la Formación Eagle Ford. Por otro lado, las temperaturas de los análisis microtermométricos en la Cuenca de Sabinas publicados por González-Partida et al., (2008a, 2008b) y González-Sánchez et al., (2007, 2009) para yacimientos del tipo MVT (Figura 8) son el resultado de una evolución térmica dinámica, influenciada por el espesor de sepultamiento, el gradiente geotérmico y geobárico y la interacción de fluidos calientes profundos provenientes del interior de la cuenca, así́ como fluidos meteóricos u otras salmueras, mientras que para la Formación Eagle Ford tenemos una maduración térmica estática originada, principalmente, por la profundización de la secuencia que iba generando un calor interno en la roca (25º a 30º/Km) y, por ende, la maduración paulatina del kerógeno a gas. Esta maduración térmica debió estar también condicionada por los movimientos compresionales de la Orogenia Laramide. Para el caso de la península Burro-Peyotes la deformación ocasionada por la Orogenia Laramide no fue tan intensa, por lo que los espesores fueron los determinantes para que las lutitas alcanzaran las temperaturas que observamos en el análisis microtermométrico de inclusiones fluidas.
6. Conclusiones
La Formación Eagle Ford está compuesta por lutitas calcáreas con un alto contenido de materia orgánica del tipo II y III (0.5 a 8% de COT), intercalada con calizas arcillosas, clásticas o bioclásticas, siendo así una formación heterogénea y anisotrópica por sus cambios litológicos perpendiculares (estratificación) y paralelos (cambios de facies).
Esta secuencia se depositó en una plataforma somera protegida por bancos de arenas carbonatados con baja oxigenación o condiciones anóxicas, afectada esporádicamente por un fuerte oleaje o por tormentas. Esto influye en el contenido de materia orgánica.
En conjunto; las observaciones petrográficas, las temperaturas de homogeneización y el poder reflector de la vitrinita indican que la madurez térmica que alcanzó la materia orgánica de la Formación Eagle Ford pertenece a la etapa catagenética. La maduración de la materia orgánica fue el resultado de un incremento de temperatura por el sepultamiento de la formación y con una baja interacción de salmueras a través del tiempo, lo que ocasionó la diagénesis dentro de un sistema estático y, por ende, la maduración paulatina del kerógeno. La maduración térmica estuvo condicionada por los movimientos compresionales de la Orogenia Laramide, que sepultaron o expusieron partes de la Formación Eagle Ford en el interior de la cuenca, creando la variación de temperatura que observamos a lo largo de la paleogeografía.
Finalmente, las columnas CSII y CSV, con valores de COT mayor al 2%, un poder reflector de la vitrinita % Ro entre 1.29 y 1.88, y Th entre 105° y 125°C, alcanzaron las condiciones necesarias para la generación de gas húmedo.
Aunque se requieren más estudios complementarios, la Formación Eagle Ford cumple con algunos requisitos para ser considerada como un recurso potencial de gas de tipo no convencional, como: espesores entre 90 y 125 m, una gran extensión, desarrollo de porosidad secundaria (fracturas y porosidad inter e intragranular), heterogeneidad litológica, presencia de kerógeno II y III, COT >2%, %Ro >1.2, Th dentro de la etapa catagenética y profundidades de hasta casi 4 km.
