el valor del razonamiento geológico en la industria petrolera. el sureste de méxico

69~p, 5,5 3

M e X 1 C O

ACADEMIA DE INGENIERÍA

El valor del razonamiento geológico en la industria

petrolera. El sureste de México

Javier. J Meneses Rocha

Trabajo elaborado para su ingreso a la

Academia de Ingeniería como

Académico de Número

México, D. F., 25 de marzo de 2004

El valor del razonamiento geológico en la industria petrolera. El sureste de México

CONTENIDO

Preámbulo.......................................................................................................................3

Introducción..................................................................................................................... 3

ElSureste de México .... ... ....... . ..................................... ................... .. .............................. 5

Hipótesisde trabajo ......................................................................................................... 5

Etapas de descubrimientos ..... . ........ ... .......... .. ......................................... .. .... .. .............. ..6

PrimeraEtapa ............. . ..... . .... .. ....... .. ....................... . ...... . .......... . .......................... . ... ... 6

SegundaEtapa ...... ............................. . ........... . ......... . ................................... . ........... ... 8

TerceraEtapa ......... ..................... . ........ . ..................... . ...... .... ........ ... ................ . ........ 10

CuartaEtapa ............ .... ...... .. ................... . ................................................ . ............ . .... 12

SituaciónActual ............................................................................................................. 14

Estadísticas de Chiapas—Tabasco y Sonda de Campeche ....................................... 14

RetoExploratorio .... . ...... . ........................... . ............ . ....... . ............ .. ......... . .................. 14

Pasado y Presente: Tres Reglas Fundamentales .... . ................. . .... . ....... . .................. 15

Nuevas Hipótesis Geológicas ........................................................................................ 16

LaCuenca Salina del Istmo ... . ......... . ....... . ....................................................... ... ... ... . 16

El Mesozoico de Chiapas- Tabasco .......................................................................... 17

Sondade Campeche ........ . .................................. . .......... . ............ ... ......... .. ... . ............ 18

Cuenca de Macuspana .... . ...... . ..... . .............. ... ...... . ........ . ............ . .............................. 19

Conclusiones................................................................................................................. 19

Agradecimientos............................................................................................................ 20

2


Preámbulo

Distinguidos miembros de la Academia de Ingeniería, señoras y señores.

Es para mí un gran honor pronunciar una conferencia en este recinto del Palacio de Minería,

sede de la primera escuela de ingeniería de México y lugar en donde, en 1843, se dictó la

primera cátedra de geología en nuestro país. En este sitio comenzó la historia de mi profesión

que, como toda historia, ha procedido a saltos, con los que ha salvado súbitamente situaciones

adversas por medio del don más preciado de la humanidad: la capacidad creadora.

Como ingeniero, pertenezco a una generación que tiene el privilegio de estar sobre los

hombros de los ingenieros que hicieron la historia de esta disciplina. Por ello, en esta

conferencia me propongo valorar las lecciones que nos legaron, en especial, aquellas referidas

a la exploración petrolera del sureste de México, donde comencé a dar mis primeros pasos

como profesionista.

Gracias al trabajo de muchas generaciones, la geología es actualmente ciencia y actividad

práctica a la vez. Una profesión orientada a encontrar soluciones, más que a reflexionar y

plantear problemas sobre la historia de la Tierra y el concepto del tiempo, como lo hiciera al

nacer en el siglo dieciocho, como consecuencia de la Ilustración, corriente filosófica que

desplazó al pensamiento teológico imperante, y dio paso al mundo moderno, al impulsar el

racionalismo y la experimentación para resolver distintos problemas científicos y satisfacer

diversas necesidades humanas.

En los próximos treinta minutos, presentaré a ustedes algunas lecciones del pasado,

destacando el valor que tuvieron las aportaciones del razonamiento geológico, en el

descubrimiento de los campos petroleros del sureste de México. Y, además, me enfocaré a

comentar nuevas ideas geológicas que podrían ayudarnos a enfrentar el reto que actualmente

tenemos los exploradores en esta región de México.

Introducción

A partir del fin de la Guerra Fría, en el campo de la ingeniería geológica aplicada a la

exploración petrolera, los avances en la electrónica y la computación han impulsado, tal vez

como nunca antes, un progreso tecnológico muy rápido y notorio que ha impactado los

procedimientos de trabajo y las propias categorías taxonómicas. No obstante estos cambios,

después de un siglo de historia de exploración petrolera en México, los exploradores sentimos


que regresamos al punto de partida, que sólo hemos dado una vuelta. Seguimos buscando

respuestas y no estamos seguros si nuestros pies se encuentran sobre un surco o una ruina.

Vivimos una época en la que los países desarrollados son consumistas sin medida de este

energético; y en la que países menos desarrollados, como México, dependen cada día más de

este producto, no únicamente para satisfacer su creciente demanda sino también para saldar su

deuda económica y social.

Las preguntas más apremiantes son, entonces: ¿podremos seguir encontrando en México

suficientes reservas de este energético para superar nuestros rezagos y para enfrentar los retos

en este siglo que comienza? ¿Será posible encontrar nuevas provincias petroleras, después de

cien años de exploración petrolera en el territorio nacional?

Para responder a estas preguntas, es necesario revisar los antecedentes históricos, pues

todo futuro supone un pasado, y en el pasado podemos encontrar muchas lecciones en los

aciertos y errores cometidos. Sobre todo, es necesario concentrarnos más en indagar en los

procesos de búsqueda, no en los propios descubrimientos.

Revisando el pasado y analizando el presente, en esta conferencia sostendré, con casos

históricos y propuestas concretas sobre la geología del sureste de México, la tesis —o si se

quiere, la hipótesis— de que el pensamiento abstracto, expresado con ideas y razonamientos

claros y lógicos, derivados de la observación de los rasgos geológicos, ha sido y seguirá siendo

el fundamento científico del descubrimiento de campos de aceite y gas, el incentivo para

impulsar y consolidar los avances tecnológicos y el factor determinante para atraer y planear

racionalmente las grandes inversiones que requiere el desarrollo de la industria petrolera.

Sustentaré el enorme valor que tiene el razonamiento geológico cuando se emplea como

método científico, en su acepción más amplia; es decir, como la evaluación crítica y la

comprobación de la hipótesis que nace a partir de la observación, seguida de la inducción o la

deducción o bien, como lo concebía Bertrand Russell, como la única forma que nos permite

apartar a un lado nuestros deseos e intenta llegar a opiniones en las que los deseos no

intervienen.

Esta metodología no es novedosa, incluso puede llegar a ser una verdad de Perogrullo; sin

embargo, vale la pena repasarla; sobre todo en un mundo señoreado por mandos tecnológicos

y administrativos "programados", que promueven la aceptación automática de tecnologías,

cifras, gráficas y valores como solución a nuestros problemas, sin el menor asomo de crítica al

razonamiento que las sustentan.

ni


En esta era de la aparente infalibilidad técnica, en que la imagen pretende sustituir la

capacidad de abstracción, en la que se confunde información con conocimiento y se imitan

fórmulas que se juzgan absolutas por haber sido supuestamente exitosas en otros lugares, los

ingenieros geólogos de México tenemos el deber de recordar que nuestra profesión descansa

sobre una sólida base científica y un cúmulo de experiencias de campo que nos permiten

encontrar soluciones para impulsar el desarrollo sustentable de nuestro país.

El Sureste de México

El sureste de México se extiende desde las tierras bajas del Istmo de Tehuantepec hasta la

frontera con Guatemala, y contiene cinco provincias petroleras: la cuenca Salina del Istmo, la

cuenca de Comalcalco, la cuenca de Macuspana, el Mesozoico de Chiapas-Tabasco y la Sonda

de Campeche. Hacia el sur, estas cinco provincias productoras están limitadas por la Sierra de

Chiapas, que si bien aún no es una provincia petrolera, el estudio y entendimiento de sus rocas

expuestas ha sido vital para comprender la historia geológica de esta región de México (Figura

1).

Estas cinco provincias petroleras aportan el 75% de la producción nacional; en ellas se

concentra el 59% de las reservas totales de petróleo de nuestro país, y con la información

actual se estima que pueden contener el 42% de ¡os recursos petroleros aún no descubiertos.

Es, entonces, en esta región de México donde tenemos, en gran medida, las pautas del

pasado, del presente y del futuro económico de México (Figura 2).

Hipótesis de trabajo

Para referirme a los casos históricos con los que sustentaré mi hipótesis, emplearé como

unidad de análisis el ritmo al cual se han descubierto los volúmenes de reserva original de

hidrocarburos en esta región de México desde 1902. En esta gráfica se aprecian cuatro etapas

ascendentes, separadas entre sí por periodos de declinación, a los que llamaré periodos de

crisis. A las etapas ascendentes o de descubrimientos, las he denominado: 1) etapa del cap-

rock en domos salinos someros; 2) etapa de trampas en los flancos de domos salinos someros

y trampas asociadas a domos más profundos; 3) etapa de nuevas cuencas terciarias; y 4) etapa

de carbonatos mesozoicos (Figura 3).

Demostraré que en cada una de las cuatro etapas ascendentes, los descubrimientos que

realmente han tenido impacto en la producción nacional de hidrocarburos son consecuencia

5


inmediata de un nuevo razonamiento geológico o de la evolución de ese concepto, cuya

verificación impulsó el desarrollo o aplicación de una tecnología que, a su vez, fue el detonante

de nuevas inversiones. En otras palabras, son etapas en las que la nueva teoría o hipótesis y la

experiencia acumulada sobre ese postulado crearon una necesidad tecnológica que, al ponerse

en práctica, tuvo un resultado exitoso.

Los periodos de declinación o de crisis, por otra parte, coinciden con los tiempos en los que

la tecnología aplicada perdió su efectividad porque el pensamiento de los exploradores se

concentró en las mismas hipótesis geológicas.

El corolario es que, en cada una de las etapas de descubrimientos, el principal factor ha sido

un instrumento intelectual, en este caso, una hipótesis geológica. Un juicio que cuestiona

ortodoxias con ideas creativas y consistentes intelectualmente, capaz de aplicar la tecnología

en la forma y lugar adecuados, y suficientemente argumentado como para hacer ver

oportunamente la necesidad de cambiar estrategias exploratorias (Figura 4).

Etapas de descubrimientos

Primera Etapa

La primera etapa de descubrimientos en el sureste de México, que he denominado cap-rock, se

extendió de 1901 a 1918 y estuvo asociada a las primeras hipótesis sobre el origen de las

acumulaciones de petróleo que prevalecían en el mundo científico de la época. Con excepción

de la teoría anticlinal (Figura 5), propuesta alrededor de 1860 por los geólogos Rodgers,

Andrews y Hunt, para explicar y predecir la presencia de petróleo en los estados de

Pennsylvania y Virginia occidental, todas las demás hipótesis estaban sometidas a grandes

debates, competían entre sí y no existía consenso; por lo tanto, no había un procedimiento

exploratorio aceptado científicamente por la mayoría de los geólogos.

Una de estas hipótesis era la referente al origen y evolución de los domos salinos del norte

de Alemania, de las montañas Cárpatos de Rumania, y de los estados de Louisiana y Texas

(Figuras 6 y 7). Este ambiente embrionario de ideas geológicas permitió que aventureros y

aprendices de geólogos, como el estadounidense Patillo Higgins y el austro-húngaro Anthony

Lucas, convencieran a los inversionistas petroleros más afamados de la época para perforar un

pozo en una pequeña colina que sobresalía en el sureste de Texas, de la que emanaban

manantiales de agua sulfurosa con gas, a la que denominaron Spindletop. De este pozo

fluyeron 75,000 barriles diarios en 1901. La producción provenía de un depósito de calizas,


dolomías y anhidritas que se encontraba en la cima de un núcleo de sal denominado cap-rock

(Figura 8).

Con estas simples ideas geológicas, que dieron lugar a este exitoso acontecimiento, los

geólogos exploraron las costas de Texas y Louisiana, buscando la asociación entre

chapopoteras, manantiales sulfurosos y altos estructurales, mediante observaciones y

mediciones geológicas y topográficas. Hasta 1910, se descubrieron mediante estas ideas y esta

rudimentaria técnica exploratoria alrededor de 20 domos salinos, de los cuales únicamente

cuatro alcanzaron una producción acumulada considerable: Spindletop, Sour Lake, Batson y

Humble (Figura 9).

En México, son varios los reportes que demuestran que desde los tiempos del gobierno de

Juárez, el entonces Ministerio de Fomento se interesó en que geólogos mexicanos y

extranjeros estudiaran las posibilidades petroleras de nuestro territorio. Estos informes y el gran

hallazgo de Texas, condujeron al gobierno de Díaz, a firmar en 1901 un decreto por el cual se

otorgaba a las compañías petroleras extranjeras el permiso de explorar y explotar las fuentes

de petróleo que pudieran existir en nuestro país. En este ambiente político y comercial, la

exploración petrolera en el sureste de México se convirtió consecuentemente en un fiel reflejo

de lo que sucedía en Texas y Louisiana; de modo que, en esta región, la etapa de cap-rock tuvo

también su origen en 1901, cuando los ingenieros del contratista inglés Weetman Pearson, que

construían la vía del ferrocarril a través del Istmo de Tehuantepec, observaron una gran

cantidad de chapopoteras, por lo que recomendaron a su jefe arrendar los terrenos adyacentes

a la vía del ferrocarril y contratar geólogos para realizar estudios de reconocimiento, entre

quienes se encontraría el mismo Anthony Lucas.

Los resultados de estos reconocimientos geológicos animaron a Pearson a fundar la

Compañía El Águila, para explorar con más detalle y con las mismas ideas y metodologías

aplicadas en Texas y Louisiana, los terrenos arrendados. Los geólogos llegaron a identificar

superficialmente siete domos salinos, cuatro de los cuales (San Cristóbal, Concepción,

Tecuanapa, Soledad e Ixhuatlán) se explotaron como campos petroleros (Figura 10).

Debido a lo limitado de estas geológicas y procedimientos exploratorios, todos los campos

descubiertos en Texas, Louisiana y el Istmo de Tehuantepec se encontraban a profundidades

muy someras y su producción pronto comenzó a declinar. En 1915, la producción en Spindletop

había declinado a solamente 1,100 barriles diarios, después de haber producido 75 mii barriles

diarios en 1902; en tanto que en el Istmo la producción de los cuatro campos se había reducido

del orden de 630 barriles diarios entre 1902 y 1914 a solamente 65 barriles en 1918.

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Segunda Etapa

Contemporáneamente con el fin de la Revolución Mexicana y el fin de la Primera Guerra

Mundial, los geólogos europeos y norteamericanos comenzaron a estudiar metódicamente la

relación entre las acumulaciones de petróleo y las estructuras salinas, y postularon que podría

encontrarse más petróleo si se perforaba hacia los flancos de esas estructuras, porque el

petróleo debería provenir de capas más profundas, a través de las fallas que cortaban las capas

sedimentarias que rodeaban a los domos (Figura 11).

Esta nueva hipótesis geológica, basada en una metodología más científica —aunque no

exenta de intuición, tenacidad, y curiosidad—, se complementó con la aceptación, por parte de

eminentes geólogos estadounidenses, de la hipótesis propuesta en Alemania en 1912, de que

los domos salinos se debían a que la sal había ascendido hacia la superficie debido a su menor

densidad respecto de las rocas suprayacentes (Figura 12). A este consenso se llegó después

de intensos debates registrados en la literatura geológica, por lo que se abandonaron conceptos

previos y se definieron mejor los procedimientos exploratorios, abriendo así la posibilidad de

encontrar nuevas acumulaciones de petróleo a mayor profundidad.

Primeramente se probó la primera hipótesis en Texas, perforando pozos más profundos y

situados hacia los flancos de la cima estructural, con lo cual se descubrieron nuevas reservas

entre 1914 y 1916 en tres campos que ya producían en el cap-rock; pero en dos nuevos

campos se obtuvo producción en capas de arenas ligeramente arqueadas del Mioceno, sin que

se hubiera penetrado la sal (Figura 13). Este hecho, y la hipótesis sobre el ascenso de la sal,

llevaron a pensar a los geólogos en la posibilidad de que existieran domos salinos a más

profundidad que no podían ser detectados con observaciones superficiales. Estas

observaciones y deducciones geológicas crearon la necesidad de un instrumento para probar la

hipótesis. Fueron dos geólogos quienes, con su pensamiento desarrollado deductivamente a

partir de su experiencia de campo, propusieron el empleo de dos instrumentos que darían

nacimiento a la geofísica petrolera.

El geólogo estadounidense Eugene W. Shaw fue quien propuso, primeramente en un artículo

publicado en la revista Science en 1917, utilizar el péndulo o la balanza de torsión para

encontrar las anomalías magnéticas que deberían esperarse, de existir un cambio lateral de

densidad en las capas del subsuelo. Estos instrumentos habían sido fundamentales desde


mediados del siglo XVIII para verificar las teorías e hipótesis geológicas sobre la formación de

sistemas montañosos (Figura 14).

Asimismo, en 1920, un geólogo texano, llamado Joahan A. Udden, publicó un artículo en el

boletín de la AAPG, donde se recomendó por primera vez el empleo de un instrumento llamado

sismógrafo. Udden pensaba que en la cuenca pérmica de Texas, este instrumento permitiría

detectar la cima de la Formación carbonatada y productora Ellemburger, debido al contraste en

densidad y dureza que tenía con respecto a las rocas arcillosas que la cubren (Figura 15). Este

instrumento había sido inventado en Alemania con fines bélicos, a partir de la teoría de la

elasticidad desarrollada en su mayor parte en el siglo XIX por físicos franceses. Dos años más

tarde, en México, el afamado geólogo y empresario Everett DeGolyer, por recomendación de su

subalterno, el distinguido geólogo Donald.C. Barton, sugirió emplear este instrumento en el

distrito de Papantla.

La primera balanza de torsión llegó a Texas en 1922, importada de Europa por la compañía

de DeGolyer, con la cual se descubrió en 1924 el campo Nash (Figura 16), que se ubicaba en

un domo salino profundo, y ese mismo año se descubrió el domo profundo de Long Point

mediante la balanza de torsión y el sismógrafo de refracción. Un año más tarde, con ambos

métodos se descubrieron las nuevas y vastas reservas en los flancos de Spindletop, que

marcaron el inicio de la época dorada de Texas y Louisiana, así como el inicio de la segunda

etapa de descubrimientos en el sureste de México (Figura 17).

La balanza de torsión llegó a esta región del país en 1923, donde la Compañía el Águila la

aplicó en combinación con estudios de geología superficial, los primeros registros de pozos y

una rama de la biología: la micropaleontología, que fue fundamental para establecer las bases

de la estratigrafía del sureste de México. Esta combinación de nueva tecnología con estudios

de prospección tradicionales y la incorporación de nuevas disciplinas del conocimiento, permitió

el descubrimiento del campo Filisola en 1923, el más grande descubierto hasta esa fecha en el

sureste de México. Asimismo, dio un nuevo impulso a las inversiones en exploración que dieron

por resultado los hallazgos de los campos Tonalá-El Burro y el Plan en 1928 y 1931,

respectivamente (Figura 18).

En esta misma área, en 1929 se inició en forma incipiente la aplicación de la sismología de

refracción en combinación con la geología superficial, y en 1933 se desarrolló el primer trabajo

de sismología de reflexión, con el cual se detallaron varias estructuras salinas y se descubrió el

campo Cuichapa en 1935.


El valor del razonamiento geológico en esta segunda etapa de descubrimientos no se puede

medir únicamente en términos volumétricos, sino también por su contribución al nacimiento de

lo que hoy constituye la exploración petrolera: el trabajo interdisciplinario de la geología, la

geofísica, la geodesia, y la micropaleontología. En términos volumétricos, se reflejó en un fuerte

incremento en la producción diaria del sureste de México, de cerca de 27,000 barriles; lo cual

logró mantener el interés de los inversionistas en esta región, a pesar de los grandes hallazgos

realizados en México y en Texas en 1930: los campos Poza Rica y East Texas.

Tercera Etapa

En 1938, México reivindicó su soberanía sobre los hidrocarburos sustentándose en lo que

señala el Artículo 27 de la Constitución de 1917. A seis años de la expropiación, se leía en

revistas como The Oil Weekly, que Pemex no había descubierto ningún nuevo campo y menos

aún ninguna nueva provincia petrolera. Pemex, se decía, aún usufructuaba los éxitos logrados

en las dos primeras etapas de descubrimientos, que permitieron, en el sureste de México, la

incorporación de reservas por 161 millones de barriles de petróleo, y la producción de casi 95

millones, por lo que dejaron en existencia una reserva remanente del orden de 66 millones.

Esta noticia era un indicio de que los conceptos geológicos y los procedimientos

exploratorios estaban perdiendo su efectividad, o bien que la estrategia exploratoria no era la

correcta.

En el caso del sureste de México, hasta 1938 la exploración se había desarrollado

mayormente en el área situada entre los ríos Tonalá y Coatzacoalcos; es decir, alrededor de las

campos ya descubiertos. En Tabasco y el norte de Chiapas, la Compañía El Águila, animada

por las noticias acerca de la existencia de abundantes chapopoteras, perforó alrededor de 20

pozos someros, realizó trabajos de reconocimiento geológico y un estudio gravimétrico en la

porción central de Tabasco, con el que se había detectado un máximo denominado de Jalpa

(Figura 19). No había erogado grandes sumas de dinero, por lo inaccesible del área y por las no

pocas recomendaciones de sus geólogos de abandonar el área, por lo difícil de la

transportación y por el hecho de que todas las posibles estructuras podrían estar drenadas.

Esta estrategia conservadora cambió en 1943, cuando los jóvenes y bien preparados

exploradores de Pemex decidieron emprender una estrategia exploratoria expansiva, que

consistió en realizar estudios regionales para encontrar nuevas provincias petroleras, con

fundamento en el refinamiento de la tecnología y de los conceptos geológicos establecidos en

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las dos primeras etapas de descubrimientos (Figura 20). Se ampliaron los trabajos de

gravimetría a toda la planicie tabasqueña, para tener un mejor entendimiento de la geología

regional y programar trabajos de sismología de reflexión. Así fue posible detectar dos ejes de

mínimos con dirección NE-SW a ambos lados del máximo de Jalpa. El occidental se observaba

desde la estación La Central hasta Comalcalco, y el oriental desde Macuspana a Xicalango.

Estos trabajos geofísicos, al integrarse e interpretarse con la información recabada por medio

de geología superficial y de subsuelo, permitieron a los exploradores tener un enfoque teórico

más preciso y mejor articulado sobre la geología del sureste de México. Les permitió alejarse de

las ideas geológicas que habían imperado hasta 1938 y postular que podría encontrarse más

petróleo en trampas diferentes a las asociadas a domos salinos, lo que dio inicio a la etapa de

las nuevas cuencas terciarias (Figura 21).

Con esta hipótesis se delinearon las fallas que constituyen los límites de las cuencas

terciarias de Macuspana y Comalcalco, y muchas trampas terciarias asociadas a estas fallas

lístricas normales. Al mismo tiempo, se continuó detectando estructuras salinas mediante la

sismología de refracción entre el río Tonalá y la cuenca de Comalcalco (Figura 22). A pesar de

todo este esfuerzo, el éxito no fue inmediato, los descubrimientos eran pequeños y la

producción disminuía. Pemex consideró la posibilidad de suspender la exploración en esta

región en 1948 y disminuyó el ritmo de la inversión en 1949. Sin embargo, precisamente ese

año, la perseverancia de los exploradores comenzó a rendir frutos en la cuenca de Macuspana,

con el descubrimiento del campo Fortuna Nacional, y en 1951 con el José Colomo- Chilapilla,

considerado el campo de gas más grande de México. Poco después se descubrieron los

primeros campos gigantes de aceite en esta región de México: La Venta, Ogarrio y Magallanes,

con los que se comprobó que podía encontrarse más petróleo en estructuras salinas situadas al

oriente del río Tonalá. Asimismo, se descubrió el campo Mecoacán en la cuenca de

Comalcalco; y se perforaron los primeros pozos en la plataforma continental, descubriéndose

los campos Tortuguero, Santa Ana y Rabón Grande (Figura 23).

Este intenso y fructífero trabajo de más de 20 años, permitió un total de 38 campos

descubiertos que para 1963 habían incorporado reservas probadas del orden de 356 millones

de barriles de petróleo y de 3,300 miles de millones de pies cúbicos de gas. Esta base de

reservas permitió una producción de 65,000 barriles diarios de aceite en la cuenca Salina, y de

24,000 barriles y 350 millones de pies cúbicos diarios de gas en Macuspana (Figura 24).

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Cuarta Etapa

A fines de los cincuenta y mediados de los años sesenta, el periodo denominado por

especialistas económicos como el milagro mexicano, causó un aumento en la demanda

nacional de hidrocarburos y, por consiguiente, la relación reservas-producción comenzó a

declinar por debajo de un nivel aceptable. México era un importador neto de hidrocarburos y no

se hacían ni se vislumbraban descubrimientos importantes para revertir esta tendencia. La

actividad geológica-geofísica y la perforación exploratoria disminuían, no solamente por

restricciones financieras, sino también porque los conceptos y los procedimientos exploratorios

comenzaban a perder su efectividad. México, por consiguiente, fue muy vulnerable al embargo

decretado por la OPEP a principios de los setenta.

En estos mismos años, en el sureste de México las tecnologías y los conceptos tradicionales

venían perdiendo su efectividad para encontrar trampas claras y de gran tamaño en las

provincias petroleras terciarias tradicionales. Era evidente, para los geólogos y los geofísicos,

que había llegado el tiempo de cambios y decisiones de envergadura (Figura 25).

Estos cambios se sustentaron en la información y experiencias adquiridas por generaciones

anteriores; en la sabia disposición de cambiar barreras mentales con base en nuevas ideas

intelectualmente consistentes, y en una correcta y oportuna aplicación de importantes

innovaciones en la tecnología de adquisición y procesado sismológico que aparecieron a

principios de los sesenta.

La información geológica adquirida con paciencia y perseverancia durante varias décadas en

la sierra de Chiapas se integró a la información geofísica adquirida en el centro de la planicie

tabasqueña, el antiguo mapa de anomalías de Bouguer, en el que se observaba una

disminución de los valores de gravedad hacia las estribaciones de la sierra de Chiapas,

antiguas líneas de refracción, tas secciones estratigráficas con calizas y dolomías impregnadas

de aceite, y los mapas, construidos con la ayuda de fotografías aéreas, que mostraban los

alineamientos anticlinales con orientación no roeste-s u reste de la sierra (Figura 26). Todo esto

se complementaba con el indicio de una pequeña producción de aceite obtenida de rocas

calcáreas mesozoicas en el pozo Cerro Nanchital -1 en 1960, situado en las estribaciones de la

Sierra.

Con esta integración se logró articular una hipótesis exploratoria simple y práctica, pero muy

bien argumentada, que difería en parte, de las ideas de eminentes geólogos —pero pesimistas y

conservadores—, que habían hecho reconocimientos en esta región en los años veinte y treinta.

Se postuló la idea de que los ejes estructurales de la sierra de Chiapas, constituidos por calizas

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y dolomías del Cretácico impregnadas de aceite, podían ser alcanzadas por debajo de la

sección terciaria del área de Reforma, precisamente sobre el eje del máximo gravimétrico de

Jalpa, en donde la invasión por agua dulce proveniente de la sierra tenía menor riesgo de haber

ocurrido. Su comprobación dependía primeramente de dos innovaciones en el método

sismológico: la adquisición por medio del punto de reflejo común, y el procesado digital (Figura

27).

Preparados teóricamente, propusieron en 1966 ¡a adquisición y el procesamiento de líneas

sismológicas bidimensionales mediante esas tecnologías, con las que se detectó un reflector

de alta velocidad por debajo de la zona de baja velocidad del Terciario, que se interpretó como

la cima de las calizas cretácicas. Con esta hipótesis, se convenció a los altos mandos de la

empresa a invertir en dos pozos de sondeo estratigráfico en los alrededores del pequeño

poblado de Reforma, Chiapas, para comprobar la hipótesis.

Autorizada la inversión, se comenzó su perforación en 1971 y se terminaron en 1972. Estos

pozos fueron Sitio Grande 1 y Cactus 1, que probaron la existencia de hidrocarburos

económicamente explotables en rocas calcáreas mesozoicas, y confirmaron la existencia de la

provincia petrolífera más importante desde los tiempos de la famosa Faja de Oro: el Mesozoico

de Chiapas-Tabasco. Esta inversión para dos pozos exploratorios estratégicos, abrió el camino

para mucho mayores inversiones que permitirían perforar las demás estructuras delineadas, y

comenzar así la era de los carbonatos mesozoicos (Figura 28).

El mismo año en que los pozos Sitio Grande y Cactus fueron terminados, Pemex inició una

campaña de adquisición magnetométrica, gravimétrica y sísmica desde Frontera, Tabasco,

hasta las costas de la península de Yucatán. El detonante para emprender esta actividad fue la

presencia de una chapopotera activa reportada por un pescador a los exploradores de Pemex,

y los primeros mapas paleogeográficos del Mesozoico, que apenas se bosquejaban y que

permitían postular que rocas similares a las de Reforma podían encontrarse costa afuera

(Figura 29).

En este caso, los exploradores tuvieron la experiencia, la sabiduría y la humildad para

aceptar que un procedimiento exploratorio "primitivo" y los siempre indispensables mapas

geológicos pueden guiar la aplicación de tecnologías de vanguardia.

Con toda esa información se logró identificar y configurar los mapas de treinta anticlinales,

de los cuales se escogió como el más favorable uno, al que se denominó Chac (Figura 30).

Autorizada la inversión sólo para un pozo, el Chac 1 comenzó a perforarse en 1974 y se

terminó en 1976, y no solamente demostró la presencia de hidrocarburos comerciales en las

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rocas carbonatadas del Mesozoico, sino también la existencia del campo supergigante Cantarell

(Figura 31), con el cual se llegaría a identificar la segunda provincia petrolífera marina más

grande del mundo: la Sonda de Campeche.

Situación Actual

A poco más de treinta años del inicio de la cuarta etapa de descubrimientos, el sureste de

México contiene 59% de las reservas probadas totales de México y aporta el 78% de la

producción nacional. La mayor parte de esta reserva y producción proviene de la Sonda de

Campeche y en segundo lugar de Chiapas—Tabasco. No obstante estos números, la inversión

en exploración en los últimos veinte años ha declinado no solamente en esta región del país,

sino a nivel nacional, con la consecuente reducción en la relación reservas-producción. Por

consiguiente, se ha llegado al punto en que no únicamente está en juego la viabilidad de la

empresa, sino también el presente y futuro del país. Alrededor del 70% de los ingresos del

gobierno federal provienen de los impuestos a la producción de petróleo, y el 90% de los

requerimientos de energía de México dependen del petróleo. En pocas palabras, el escenario

actual es el de una creciente demanda interna de hidrocarburos, acompañada de una imperiosa

necesidad de mantener al país en su nivel privilegiado de exportador mundial (Figura 32).

Estadísticas de Chiapas—Tabasco y Sonda de Campeche

En el sureste de México, desde el punto de vista estadístico, la historia del tamaño de los

campos descubiertos en Chiapas—Tabasco y en la Sonda de Campeche muestra las siguientes

características: 1) una distribución normal, típica de provincias maduras. Los campos más

grandes se descubrieron en las fases tempranas de exploración, mientras que los campos más

pequeños se descubrieron en las etapas sucesivas; 2) esta distribución normal se ve alterada

únicamente por el tamaño del supergigante Cantarell; 3) hasta 1999, después de casi quince

años de una tendencia decreciente, se descubre un nuevo campo en la Sonda de Campeche

(Sihil), que revierte ligeramente esta tendencia (Figura 33).

Reto Exploratorio

A priori, esta estadística puede interpretarse como el efecto de una etapa de diez años de

exploración eficiente y altamente rentable, que refleja a su vez la validez tanto de las hipótesis

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geológicas como de las tecnologías con las que se probaron. Siguiendo este criterio, la etapa

declinante se interpretaría como el efecto de una hipótesis geológica agotada y de una

tecnología ineficiente. Sin embargo, la causa tecnológica debe descartarse, puesto que en esta

segunda etapa se aplicó más intensamente la entonces innovadora sísmica tridimensional y

poco más tarde la interpretación interactiva en estaciones de trabajo. Por lo tanto, nos quedan

dos posibles causas de la declinación del tamaño de campos descubiertos. La primera es, sin

duda, una causa económica, el financiamiento. El punto de inflexión entre estas dos fases es el

año 1983, año en el que comienza una drástica caída en las inversiones en exploración (Figura

34). La segunda se deduce al observarse que las innovaciones en adquisición e interpretación

geológica-geofísica se emplearon bajo el mismo marco geológico conceptual, es decir para

seguir haciendo lo mismo.

Para enfrentar la primera causa, en los tres últimos años el gobierno federal ha comenzado a

revertir la tendencia declinante en las inversiones, con esquemas de financiamiento para

proyectos exploratorios. Queda, entonces, el reto científico a los exploradores, de resolver la

segunda causa: el agotamiento del concepto geológico. Este reto conlleva la responsabilidad

de hacer eficientes las nuevas inversiones en el corto plazo, revirtiendo o al menos sosteniendo

en un nivel razonable la relación reservas-producción (Figura 35).

Pasado y Presente: Tres Reglas Fundamentales

Si bien aún no existe un método que sirva como bola de cristal para hacer pronósticos precisos,

la historia nos dice que en el sureste de México, para enfrentar este reto, existe un legado de

éxitos y no pocos fracasos que pueden servir como marco de referencia para aplicar —con

inteligencia, audacia y una buena dosis de realismo— nuevas hipótesis geológicas y nuevos

procedimientos exploratorios derivados de abundantes innovaciones tecnológicas. Por otro

lado, el actual conocimiento geológico que tenemos nos da, a su vez, una sólida base para

decir que aún existe un amplio espacio para nuevos descubrimientos.

Uniendo las lecciones del pasado con el actual estado de conocimientos, se pueden deducir

tres reglas simples para que los exploradores aprovechemos la gran oportunidad que presenta

este reto: 1) explorar objetivos geológicos hacia los lados y por debajo de los objetivos ya

explorados; 2) revisar y reevaluar sin barreras mentales la información ya obtenida; y 3) que

nuestra capacidad de abstracción fundada en razonamientos geológicos no claudique ante el

"geólogo-robot" que inventamos (Figura 36).

15


La lección del pasado también nos dice que ningún campo petrolero descubierto en el

mundo ha sido obra de un solo hombre predestinado e iluminado. La exploración petrolera es

un proceso complejo que requiere la participación de muchas mentes, que argumentan y

refutan hasta encontrar el camino (Figura 37). El afamado geólogo petrolero estadounidense

Wallace Pratt no se ufanaba de su participación en el descubrimiento de campos muy

importantes, sino de haber descubierto y facilitado la participación de hombres talentosos.

Nuevas Hipótesis Geológicas

Los ejemplos que utilizaré para mostrar el potencial petrolero, que a mi parecer, aún tiene el

sureste de México, se basan en gran parte en la labor realizada por muchos compañeros de

trabajo en los últimos veinticinco años.

La Cuenca Salina del Istmo

Los pozos perforados en la cuenca Salina del Istmo, en los años setenta, y el mismo

razonamiento empleado por nuestros antecesores para suponer que el Cretácico podía ser

alcanzado en el área de Reforma, han permitido reconsiderar a los exploradores actuales la

hipótesis postulada a principios de los años setenta de que, por debajo de la sal existen

objetivos que deben ser evaluados con una certera aplicación de nuevos avances en

sismología, que permitan bosquejar e identificar los objetivos postulados, para estar en

condiciones de proponer, con un mínimo de precisión aceptable, una columna geológica a

investigar por un pozo de sondeo estratigráfico (Figura 38).

Costa afuera de esta provincia, se ha retomado la exploración de los intervalos arenosos,

que fueron explorados en los años cincuenta y sesenta, ahora aplicando sismología

tridimensional. Si bien los descubrimientos realizados en los tres últimos años no han sido de

gran tamaño por la errática distribución de las arenas y e) tamaño de las trampas, la información

recabada permite señalar que hacia el norte la geometría de las capas de arena debe ser más

uniforme y continua, y las trampas podrían ser mayores, al asociarse a grandes fallas lístricas

normales que se observan hacia esa dirección (Figura 39).

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El Mesozoico de Chiapas- Tabasco

La exploración futura en la provincia de Chiapas-Tabasco se podrá enfocar hacia áreas cada

vez más complejas, porque las estructuras más fáciles de visualizar ya han sido descubiertas.

Por lo tanto, se requiere un nuevo enfoque en los conceptos geológicos que permita detectar

prospectos importantes. Hace dos años propusimos las siguientes hipótesis para buscar nuevas

áreas de crecimiento (Figura 40):

Evaluar posibles bloques autóctonos en el alineamiento estructural Chivaltic- Oxiacaque

Evaluar los alineamientos poco explorados, situados entre los campos Cerro Nanchital y

Catedral—Muspac.

Evaluar el Jurásico Superior- Cretácico Inferior en estructuras reactivadas por inversión

tectónica y transcurrencia hacia el centro, sur y suroeste de Reforma.

La primera hipótesis se propuso integrando la reinterpretación de líneas sísmicas

bidimensionales hecha en los últimos años sobre la extensión hacia el noroeste del campo

Oxiacaque, con los estudios de geología superficial y los resultados de los pozos propuestos

por estos estudios en los años setenta y ochenta, entre las poblaciones de Palenque y Salto de

Agua. Se observó que hacia Oxiacaque, el estilo estructural es muy semejante al de Palenque-

Salto de Agua, donde tres pozos cortaron fallas inversas con la consecuente repetición de

intervalos, debido a que se perforó en un sistema imbricado de estructuras alóctonas y

autóctonas (Figuras 41 y 42). Con este concepto se propuso adquirir sísmica tridimensional

hacia el noroeste de Oxiacaque, para definir mejor —con más precisión— posibles bloque

autóctonos semejantes al descubierto hace cinco años por debajo del Campo Cantarell (Figura

43). La adquisición sísmica está programada para su terminación en mayo de este año y su

interpretación deberá dar frutos a fines de este año.

La segunda hipótesis propone buscar trampas al menos sobre tres alineamientos

anticlinales asociados genéticamente a la fallas de desplazamiento lateral izquierdo que están

entre el campo Cerro Nanchital, productor de aceite ligero en Cretácico Superior, y los campos

Catedral—Muspac, productores de gas y condensado en Cretácico Medio (Figura 44). En el

mapa residual de anomalías de Bouguer se observa que estos alineamientos buzan hacia el

noroeste (Figura 45). Considerando el estilo estructural del área, se considera que estos

alineamientos podrían estar desplazados por fallas de desplazamiento lateral formando

diferentes bloques, algunos con condiciones adecuadas para entrampar hidrocarburos. Para

probar esta hipótesis, se ha propuesto adquirir sísmica bidimensional moderna, adecuada a las

condiciones topográficas del terreno.

17


La tercera hipótesis considera que el Jurásico Superior es importante productor de aceite

en la parte noroeste del área, especialmente en el campo gigante Jujo-Tecominoacán, el

segundo en importancia en esta provincia después del complejo Antonio J. Bermudez (Figura

46). Hasta ahora, este intervalo no ha sido un objetivo fundamental en el centro, sur y suroeste

de la provincia, probablemente por las altas productividades que se llegaron a obtener en los

campos a nivel Cretácico Medio-Superior. Hemos realizado estudios tectónico-estructurales de

alcance regional, a partir de los cuales puede inferirse que el Jurásico Superior y aun el

Cretácico Inferior podría encontrarse en condiciones favorables, para contener hidrocarburos.

Además, existen evidencias directas de que en estos niveles estratigráficos existen

estructuras que podrían ser objetivos importantes técnica y económicamente alcanzables por la

barrena, tanto por debajo de campos productores como Carmito y Catedral, como en nuevas

oportunidades, que podrían visualizarse con este enfoque, mediante un programa propuesto y

que tiene en marcha el reproceso de la sísmica tridimensional existente.

Sonda de Campeche

En la Sonda de Campeche existen todavía prospectos importantes para perforar. Por ejemplo,

los del área conocida como Litoral de Tabasco, que si bien son medianos en tamaño, su

probable contenido de aceite ligero y condensado y su cercanía a instalaciones los hacen

estratégicos en el corto plazo (Figura 47). Asimismo, estarán en reevaluación este año las

estructuras mesozoicas que limitan a ambos lados a la cuenca de Comalcalco, y que están por

debajo del grueso intervalo arcilloso sobre el cual resbalan las fallas limítrofes de esta cuenca.

Nuevos reprocesos, estudios y correlaciones de los pozos perforados nos permitirán reevaluar

con más claridad la imagen y la profundidad de estas a estructuras (Figura 48).

Sin duda, la nueva frontera de esta provincia se encuentra hacia el noroeste, donde existen

al menos cinco grandes alineamientos estructurales a tirantes de agua entre 150 y 1,000

metros, que están siendo evaluados mediante pozos de sondeo estratigráfico. Por ejemplo, en

el pozo Numán- 1, ubicado a un tirante de agua de 176 metros se ha reportado una columna

impregnada de 200 metros en el Cretácico Medio- Superior, que está próxima a probarse

(Figura 49). El pozo tiene una profundidad programada de 3,200 metros para alcanzar las rocas

del Kimmeridgiano. A tirantes de agua entre 600 y 1,000 metros, se han propuesto

localizaciones para evaluar el Mesozoico, que podrían comenzar a perforarse este mismo año.

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Cuenca de Macuspana

En la cuenca de Macuspana los trabajos exploratorios recientes y resultados de pozos

perforados en los últimos cuatro años, nos conducen a enfocar la estrategia exploratoria hacia

sus bordes, donde las grandes fallas limítrofes debieron ser los mejores conductos para que los

hidrocarburos migraran hacia las arenas del Neógeno o los carbonatos mesozoicos, que

constituyen una serie de bloques escalonados con caída hacia la cuenca (Figura 50).

Conclusiones

En su obra Cuestiones naturales, Séneca nos dice: "Muchos descubrimientos están reservados

a las generaciones venideras. Mala causa sería un mundo que contuviera, en cualquier época y

parte del universo, materia de investigación." A través de los casos referidos en las cuatro

etapas de descubrimiento de reservas, quedó demostrada mi hipótesis de trabajo y se actualiza

esta aseveración del sabio latino (Figura 51).

La situación actual a la que nos enfrentamos los exploradores en el sureste de México, de

escasos descubrimientos de grandes nuevos campos, puede explicarse por tres causas:

financiera, tecnológica y científica. La primera causa está siendo atacada con nuevas

inversiones y la segunda queda descartada por los grandes avances logrados recientemente en

la electrónica y la computación. Queda, pues, la tercera, que compete a los exploradores.

Mi propuesta consiste en fortalecer nuestra capacidad de razonamiento geológico

aprovechando las lecciones del pasado y los conocimientos actuales, cifrados en las modernas

herramientas que proporcionan información geológica y geofísica, para proponernos nuevos

objetivos geológicos.

Para superar el actual desafío exploratorio en el sureste de México, una condición sine cua

non es el esfuerzo intelectual que debemos realizar para construir nuevos argumentos

científicos, congruentes con la experiencia del pasado y los avances técnicos actuales, sin

cancelar el juicio crítico hacia ambos lados (Figura 52).

Es necesario practicar la reflexión y la voluntad de acción compartida, fomentar un ambiente

en el que la iniciativa, la creatividad y la innovación sean las reglas, no la excepción o una

cuestión de Serendipiti; pero, sobre todo, debemos estimular la disciplina y la tenacidad que

forjan a los hombres que, parafraseando al pensador alemán Oswald Spengler, asumen la

responsabilidad de comprender el tiempo para el cual han nacido.

19


Agradecimientos

No debo terminar esta conferencia sin decir que agradezco sobremanera, distinguidos

miembros de esta Academia de Ingeniería, que me hayan permitido ingresar a esta ilustre

institución. Lo agradezco porque me han obligado a reflexionar sobre la misión de la profesión

que abracé con corazón juvenil, que me ha permitido vivir con decoro y me ha obsequiado

inimaginables satisfacciones profesionales y personales.

Al entrar por la puerta de este majestuoso palacio de Minería, sentí que alguien especial ha

salido a recibirme y me ha dado un abrazo. Porque sé que aún conserva un tierno afecto y se

identifica con aquel joven que, anhelando conocer la madre Tierra, ingresó con entusiasmo y

cierta angustia a la Facultad de Ingeniería de la UNAM hace poco más de treinta años. Es por

ello que, al recibir este honor, entiendo que no es un reconocimiento a mis méritos, ni una

alabanza a mis esfuerzos; sino que lo interpreto como un imperativo y una obligación que me

dice que tengo que ser un buen ingeniero, responsable y en perpetua superación, para honrar a

esta Academia.

Muchas Gracias

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CAMPO ANO DE DESCUBRMENTO PRODUCCON

ACALAPA 1947 PETRÓLEO MOLOACÁN 1948 PETRÓLEO FORTUNA NACIONAL 1949 PETRÓLEO XICALANGO 1950 GAS TORTUGUERO 1950 PETRÓLEO Y GAS RABÓN GRANDE 1951 PETRÓLEO JOSÉ COLO MO-CH ILAPI LLA 1951 GAS Y PETRÓLEO ARROYO BLANCO 1952 PETRÓLEO OSTAPA 1953 PETRÓLEO LOS SOLDADOS 1953 PETRÓLEO VERNET 1954 PETRÓLEO CANTEMOC 1953 GAS LA VENTA 1954 PETRÓLEO MORALES 1954 PETRÓLEO TACUILOLAPA 1955 PETRÓLEO BITZAL 1955 GAS AGATA 1956 PETRÓLEO OGARRIO 1957 PETRÓLEO MAGALLANES 1957 PETRÓLEO MECOACÁN 1958 PETRÓLEO TUPILCO 1959 PETRÓLEO SANTA ANA 1959 PETRÓLEO SANTA ROSA 1959 PETRÓLEO HORMIGUERO 1959 GAS COBO 1959 GAS SAMARIA 1960 PETRÓLEO TAMULTÉ 1960 GAS YUCATECO 1960 PETRÓLEO LA CENTRAL 1960 GAS XOTEAPA 1960 PETRÓLEO CERRO NANCHITAL 1960 PETRÓLEO CRISOL 1961 GAS Y PETRÓLEO CARRIZO 1962 PETRÓLEO PELUZAL 1962 GAS ALMENDRO 1962 GAS USUMACINTA 1962 GAS SAN ROMÁN 1962 GAS TÚNEL 1962 PETRÓLEO

RESERVAS PROBADAS INCORPORADAS EN EL ANO DE 1963

Petróleo y destilado 356 Millones de Barriles Gas seco 3,324 Miles de Millones de pies cúbicos

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CREVACICOINF. 2215

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CRET. SUPERIOR 4185

PROF.TOTAL 15930

FECHA TERMINO FERFORACION: 14/1211984

RESULTADO: INWADIDO FECF-{A TERMINO PERF.2710411 984

RESULTADO: IIWA DIDO DE AGUA SALADA

PALMAR-1 A

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EDAD/FORMACION PROF.(M)

MIOC.INF. AFLORA

CALIZA MACUSPANA 100

OLIGOCENO 560

EOCENO MED. 659

M!OC.SUP, F.

MIOC.INF. 1300

OLIGOCENO 1460

EOCENO MED. 1665

EOCENO SUP, EL

EOCENO MEO. 2830

EOCENO INF. 3930

PALEOCENO SUP. 4090

PROF.TOTAL 5623

FECHA TERMINO PERF'N: 16/08/1982

RESULTADO: IMPROD.OTRAS RAZONES

Línea sísmica al norte de los campos Sw Cunduacán, Oxiacaque y Samaria NE

JALPA - OCOT CARDO -

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Residual de Bouguer

de ALINEAMIENTOS ESTRUCTURALES

Neza-Tancochapa Persea-Chicoacán Chirimoyo-Chintul Catedral-Muspac-Chiapas-Copano

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