El estudio aborda la distribución de microfacies sedimentarias, para la predicción de oportunidades exploratorias del Kimmeridgiano superior dentro de un contexto semi regional; Zona Sur y Zona Marina de Campeche.
La distribución de las facies sedimentarias del Kimmeridgiano Superior, con la integración de la bioestratigrafía, la sedimentología, y las facies sísmicas, permitió establecer un modelo paleobatimétrico y de distribución de facies más robusto en la Zona Sur y la Zona Marina de Campeche. Esto contribuyó a predecir la distribución y extensión geográfica en campos adyacentes para proponer nuevas áreas con potencial petrolero que aún no han sido exploradas.
Con base al análisis de microfacies, se reinterpretó un nuevo modelo carbonatado “rampa/plataforma”. Dentro de este modelo, se caracterizaron diferentes sub ambientes, constituidos por pequeñas plataformas aisladas, zonas de alta energía con el depósito de bancos oolíticos. Y zonas relativamente más protegidas como bancos mixtos, parches arrecifales y crecimientos orgánicos de mayor profundidad.
Asimismo, se tiene el depósito de sedimentos de tempestitas hacia los bordes tanto de las pequeñas plataformas, como del sistema carbonatado semi regional. Se interpretó, también áreas de exposición subaérea (planicie de mareas) y áreas sumergidas, de menor energía como la laguna y/o la plataforma interna.
Adicionalmente, la paleotopografía fue una característica importante para el depósito de las facies carbonatadas que constituyen la roca almacén. Estas condiciones de depósito fueron provocadas por los movimientos y la distribución de la sal desde el Oxfordiano y por el fallamiento. Así como por los cambios eustáticos del nivel del mar.
La producción y el acomodo de los sistemas carbonatados están controlados biológicamente; la producción no es solo cuestión de la profundidad del agua, sino que también depende de las condiciones de nutrientes, temperatura, salinidad, agua, energía y transparencia.
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Este trabajo es un estudio semiregional que comprende distribución de microfacies de la parte superior del Kimmeridgiano y que abarca un área de 15,000 Km2. Para este trabajo se utilizó la información de 89 pozos que fueron estudiados en diversos proyectos del área de exploración. A Así como en diversos campos de desarrollo. Los datos de pozos incluidos dentro de este estudio comprenden, los trabajos de Plays Establecidos de la Zona Marina y los de Cuencas y Sistemas de la Zona Sur.
En este trabajo, se interpretaron las rocas con potencial de acumulación de hidrocarburos, mediante la integración de datos geológicos y geofísicos. Esto permitió predecir la extensión geográfica en campos adyacentes y proponer nuevas áreas con potencial petrolero. La integración de disciplinas como la bioestratigrafía, la sedimentología y la sísmica (facies sísmicas), son de vital importancia para establecer un modelo de depósito que permita enterder la geometría y la distribución en tiempo y espacio de las rocas de importancia económico-petrolera.
Con base al análisis de microfacies, se interpretó un modelo carbonatado rampa/plataforma con el desarrollo de pequeñas plataformas aisladas. Y el desarrollo de bancos oolíticos, bancos mixtos y parches arrecifales de una mayor paleobatimetría. Dentro de este sistema carbonatado, se interpretaron también facies de exposición subaérea de la zona de planicie de mareas, a zonas sumergidas como la laguna. Asimismo, se tiene el depósito de sedimentos de tempestitas hacia los bordes de las pequeñas plataformas y de todo el sistema carbonatado.
Para la realización del mapa semi regional, se generó una tabla de paleobatimetría del área de estudio. Tomando en consideración todas las partículas carbonatadas identificadas, las texturas y otras estructuras sedimentarias. Esta tabla incluye la profundidad en metros para la generación del mapa paleobatimétrico.
Conclusiones
Se interpretaron las facies sísmicas de 9 transectos sísmicos regionales, que se asociaron a un ambiente determinado. Además, se integró en el mapa de paleoambientes que permitió predecir nuevas oportunidades exploratorias.
Se realizó la integración y reinterpretación de los trabajos de Plays realizados desde el 2004 al 2011. Así como el análisis detallado de microfacies de los campos en desarrollo para la reinterpretación de un nuevo modelo carbonatado “rampa/plataforma” para el Kimmeridgiano Superior, realizados del 2019 al 2022.
Dentro de este modelo, se caracterizaron diferentes sub ambientes, constituidos por pequeñas plataformas aisladas, zonas de alta energía. Con el depósito de bancos oolíticos, y zonas relativamente más protegidas como bancos mixtos, parches arrecifales y crecimientos orgánicos de mayor profundidad.
Asimismo, se tiene el depósito de sedimentos de tempestitas hacia los bordes tanto de las pequeñas plataformas, como del sistema carbonatado semi regional. Se interpretó, además, áreas de exposición subaérea pertenecientes a la planicie de mareas; áreas sumergidas y de menor energía como la laguna y/o la plataforma interna.
Adicionalmente, se generó una tabla y un mapa paleobatimétrico generado con el análisis cuantitativo de todas las partículas carbonatadas que se describieron en las microfacies. Con base a la integración de las microfacies estudiadas por pozos, se realizó el análisis de facies sísmicas para caracterizar zonas adyacentes a los campos estudiados para proponer nuevas áreas con potencial petrolero.
La base de datos en ARC GIS que comprende toda esta información es una herramienta accesible. En donde se puede revisar de una manera sencilla la información utilizada para darle un mayor asertividad a las interpretaciones paleoambientales para proyectos futuros. Esta base de datos se deberá actualizar conforme se vaya obteniendo más información.
La integración de la información proveniente de diferentes estudios sedimentológicos que han sido trabajados en campos de desarrollo hizo posible la integración de las microfacies. Para poder visualizar los diferentes ambientes de depósito que se tienen en los niveles Jurásico de este proyecto.
Los ingenieros Noemí Aguilera Franco, Marco Antonio Prado Peña, Víctor Manuel Martínez Ramírez, Juan Carlos Ortuño Álvarez; Dante Israel Granados Vázquez y María de Jesús Correa López presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
