evaluación de facies ricas en materia orgánica por medio ...sus registros: resistivos, de...

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INTRODUCCIÓN

Las principales rocas generadoras de hidrocarburos en México son las del Tithoniano, existen otras de

menor importancia en el Kimmeridgiano y Oxfordiana-no, todas ellas del Jurásico Superior (Holguín, 1985). Pero con los años se ha generalizado la idea de que existe un Cretácico generador, sólo que a estas rocas se les considera de segunda importancia económica-mente hablando (González y Holguín, 1992), por lo que han sido poco estudiadas. En este trabajo se pretende mostrar con la ayuda de los registros geofísicos que en el Cretácico existen Facies Ricas en Materia Orgánica (FRMO). Al respecto existe bibliografía que ya ha abor-dado el tema de que subsiste un Cretácico generador de hidrocarburos, se empezó a generalizar en 1989. Gon-zález y Holguín (1992) reportan que las formaciones Ea-gle Ford y Agua Nueva (Cenomaniano-Turoniano), San Felipe (Coniaciano-Santoniano) y Méndez (Campania-no-Maastrichtiano) de la Cuenca de Burgos presentan

Boletín de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros, A.C.Julio 2010, Volumen 55, No. 1, pp. 40-49

Evaluación de Facies Ricas en Materia Orgánica por Mediode Registros Geofísicos en el Cretácico en Sureste Mexicano

Manuel Cruz Castillo, Eduardo Rosales Contreras y Sandra Ortega Lucach

un comportamiento geoquímico generador. Del mismo modo, Román y Holguín (2001) consideran a la Forma-ción Eagle Ford (Turoniano) como generadora dentro de la columna estratigráfica de esta cuenca. Aguilera et al. (2004) clasificaron la secuencia que va desde el Albiano Tardío hasta el Coniaciano como depositadas en un am-biente anóxico oligotrófico. En el estudio de González y Holguín (1992) co-mentan que las rocas generadoras de segunda importan-cia en de la Cuenca Tampico-Misantla son las del Aptiano y Turoniano. Por ejemplo, el Horizonte Otates del Aptiano superior está constituido por calizas arcillosas color gris obscuro, laminares que denotan un ambiente de cuenca de baja energía; sin embargo, su espesor promedio in-ferior a 10 m le resta importancia económica petrolera, además de su inmadurez en la mayor parte de la cuenca. En el Cretácico Superior definieron a la Formación Agua Nueva (Cenomaniano-Turoniano) como potencialmente generadora, aunque inmadura, con regular importancia en la mayor parte de la cuenca.

Abstract

Instituto Mexicano del Petróleo, Eje Central Lázaro Cárdenas 152, Col. San Bartolo Atepehuacan, 07730 México, D.F.Correo electrónico: [email protected]

Resumen

Se buscó la presencia de materia orgánica en rocas del Cretácico del sureste mexicano, el método que se empleó fue el de la sobreposición de las curvas de registros geofísicos de resistividad, porosidad y radiactividad. Esta técnica de sobreposición

de curvas se calibró con datos de maduración artificial practicada a núcleos de pozos. Se consideró que una roca generadora es aquella que tiene más de 1% en peso de materia orgánica. Los estudios fueron realizados en un campo petrolero del sureste mexicano, localizado al noroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco donde se procesaron 23 núcleos de 9 pozos, de los cuales 5 núcleos fueron los que presentaron facies ricas en materia orgánica. Las rocas que manifestaron la característica de roca gene-radora de hidrocarburos son las calizas arcillosas de la Formación Agua Nueva y las calizas del Aptiano-Albiano.

Palabras clave: roca generadora, Cretácico, registros geofísicos, y materia orgánica.

The method of superposition of resistivity, porosity and radioactivity well logs was used to locate organic rich facies in Creta-ceous rocks from southeastern Mexico. This technique was calibrated with data of artificial maturation to well core. A rock

with more than 1% in weight organic matter was considered a source rock. The studies were performed at an oil field of southeast Mexico, northwest from Villahermosa, Tabasco, where 23 cores from 9 wells were processed, 5 of them presented organic matter-rich facies. Samples that showed source rock characteristics are argillaceous limestones of the Agua Nueva Formation and Aptian-Albianlimestones.

Key words: source rock, Cretaceous, well logs, and organic matter.

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Evaluación de Facies Ricas en Materia Orgánica por Mediode Registros Geofísicos en el Cretácico en Sureste Mexicano

Manuel Cruz Castillo, Eduardo Rosales Contreras y Sandra Ortega Lucach

Los estudios en la Cuenca de Veracruz reportan como generadoras a la mitad de las muestras de calizas arcillosas obscuras de plataforma externa (Formación Maltrata, Turoniano). Sin embargo, en toda la Plataforma de Córdoba la Formación Maltrata se encuentra inmadu-ra, por lo que se consideraron de poca importancia en la generación de los hidrocarburos que se extraen del Cre-tácico (González y Holguín, 1992). En la misma cuenca Román y Holguín (2001) señalan a la Formación Orizaba (Cretácico Inferior) como unas calizas arcillosas ricas en materia orgánica. Prinzhofer y Guzmán (2001) clasifican al Cretáci-co de la Cuenca de Macuspana como una roca carbona-tada potencialmente generadora. Para la Cuenca de Sa-binas la Formación La Peña del Aptiano superior posee altas concentraciones de carbono orgánico (>1%), con el inconveniente de que la zona Cretácica es sobremadura (González y Holguín, 1992). Por último, en ciertas áreas de la Cuenca de Chihuahua se ha catalogado al Aptiano superior (For-mación La Peña) como generador (Román y Holguín, 2001).

METODOLOGÍA

La metodología usada fue la de sobreposición de las curvas sónica y resistiva, esta técnica fue desarro-

llada y probada por la compañía Exxon/Esso en 1979 y publicada por Passey et al. (1990). El método estima de manera cuantitativa el contenido de Carbono Orgá-nico Total (COT) en los sedimentos, por lo que asume que la materia orgánica total se caracteriza por un alto tiempo de viaje sónico y un alto resistivo. Se aplica a escala de cuencas y requiere de una calibración de datos analíticos de los núcleos de pozo. El resultado es una curva continua de COT con unidades de porcen-taje en peso. Talbot et al. (2004) probaron este método en la Cuenca Lokichar de la parte norte del Rift de Ke-nia. Para evaluar el potencial generador de 2 lutitas del periodo Terciario en dicha cuenca, encontran-do una buena correlación en uno de los horizontes; mientras que en otro encontró una sobrestimación de la materia orgánica concluyendo que la calidad de los datos de los registros geofísicos influye en los resultados. Este método, D log R, transforma las lecturas de las curvas sólo si se tiene la estimación del Grado de Madurez Orgánica (LOM, por sus siglas en inglés) de la materia orgánica (Hood et al., 1975). El LOM se puede obtener del análisis de la Reflectancia de la Vitrinita del índice de alteración térmica o de la temperatura máxima

de pirólisis (Tmáx). En este estudio el LOM se calculó con datos de Tmáx y con la ayuda de la tabla de Cooper (1990). Para establecer el LOM se usaron los re-sultados de pirólisis de Tmáx de los núcleos, no todos los resultados fueron útiles, se optó por dis-criminar los datos de Tmáx que provenían de un COT<1. El LOM estimado se basa en un dato de Rock-Eval (Espitalié et al., 1977), se pudo observar que el método no es muy conveniente cuando se tienen pocos datos para calibrar este parámetro, una serie de datos sería lo óptimo. Los tramos de pozo que no cuentan con datos para calibrar o que cuentan con núcleo estéril se calibraron con un LOM interpolado con 24 datos de LOM del campo en estudio y de los campos aledaños. Una línea de regresión ajustada de los datos sirvió para predecir el LOM donde no lo hay. Los datos del pozo también fueron tomados en cuenta, así como la gráfica y los datos de los pozos sirvieron de guía para establecer un LOM. Para correlacionar la madurez de la materia or-gánica se consideró una materia orgánica del tipo II (González y Holguín, 1992), así que el límite donde em-pieza la madurez se estableció en 430°C. Los resultados de COT medidos no son necesa-riamente los depositados, son los valores de la materia orgánica correspondientes al día que se tomaron los re-gistros geofísicos. Se consideraron las excepciones al aplicar esta metodología, ya que existen separaciones anómalas de D log R que se asocian con los intervalos estériles y que pueden crear confusión con los intervalos ricos en mate-ria orgánica. Las anomalías se pueden deber a: 1) Yaci-mientos de hidrocarburos, 2) Malas condiciones en la pa-red del pozo, 3) Sedimentos no compactos, 4) Intervalos de baja porosidad (sellos) y 5) Evaporitas. La separación de las curvas ocurre cuando hay materia orgánica, pero también cuando hay hidrocarburos; para poder discrimi-nar esta separación anómala se usan las curvas de rayos gamma, de uranio o la de potencial espontáneo, además de que estas lecturas son muy grandes comparadas con las lecturas normales del perfil de COT. Las otras ano-malías son fáciles de discriminar analizando el comporta-miento de las curvas.

En cuanto a los datos se estudiaron 9 pozos con sus registros: resistivos, de porosidad y de radiactividad, los tramos se enfocaron al Cretácico y se utilizaron sólo los tramos que tienen núcleos para poder calibrarlos. En total se estudiaron 23 núcleos. Los pozos son de un cam-po petrolero del sureste mexicano que se encuentra en el Pilar Reforma-Akal al norte de la ciudad de Villahermosa (Fig. 1).

Evaluación de Facies Ricas en Materia Orgánica por Medio de Registros Geofísicos . . .

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Figura 1.- Localización geográfica del área de estudio, y distribución de los pozos estudiados en un campo petrolero del sureste mexicano.

MARCO GEOLÓGICO DEL ÁREA DE ESTUDIO

Las rocas del área de estudio (Fig. 2) se depositaron en un ambiente de plataforma externa con influencia

continua de sedimentos provenientes de la plataforma interna por medio de corrientes de turbidez (Arenas et al., 1990).

Aptiano-Albiano

Esta unidad está constituida por mudstone arcilloso de color café con bioclastos e intraclastos, testas de

globigerínidos y algunos cristales de cuarzo, además de dolomías de textura microcristalina a mesocristalina; en estas rocas se observa impregnación de hidrocarburos, presentan escasa porosidad por disolución y microfrac-turamiento. El espesor de esta unidad es variable siendo desde 50 hasta aproximadamente 110 m. Se depositó en un ambiente de plataforma cal-cáreo-arcillosa (inframarea profunda) determinado por su contenido faunístico y litológico, en aguas tranquilas

y templadas con proliferación de organismos, el flujo de clastos en algunas áreas probablemente provino de plata-formas calcáreas cercanas y depositadas por corrientes de turbidez en zonas subsidentes.

Cretácico Superior, Formación Agua Nueva

Esta unidad está formada por mudstone arcilloso y lu-tita calcárea de color café con escasas testas de glo-

bigerínidos, contiene grumos y bioclastos, se observa es-casa porosidad por disolución, así como una abundancia de bandas y nódulos de pedernal biógeno, se considera de edad Turoniana. Además, en algunos pozos se observan clastos con fauna bentónica como miliólidos y bioclastos de mo-luscos, se tiene impregnación de hidrocarburos en micro-fracturas. Los espesores reportados oscilan entre 30 y 120 m. De acuerdo a su litología esta unidad se depositó en una plataforma externa (inframarea profunda) donde existió subsidencia y aporte derivado de las plataformas

Manuel Cruz Castillo et al.

43

Mendez

San Felipe

Agua Nueva

Aptiano-albiano

=130m

95-245m

30-120m

50-110m

y brecha calcáreaPlataforma externa

Mudstone con bentonitaPlataforma externa

Mudstone arcillosolutita calcárea

Plataforma externa

Mudstone arcillosoPlataforma

Cret

acic

o Su

perio

r

y bandas de pedernal

Marga bituminosa

Figura 2.- Estratigrafía del Aptiano-Albiano y del Cretácico Superior en el área de estudio

cercanas, de ahí que en ciertos lugares existió flujos de sedimentos con fauna bentónica probablemente llevados hasta esos lugares por las corrientes de turbidez.

Cretácico Superior, Formación San Felipe

Esta unidad se constituye por un mudstone con ben-tonita, bioclastos y algunas cámaras de foraminíferos

planctónicos, se observa porosidad por disolución y en microfracturas los espesores promedio oscilan entre 95 y 245 m. Por posición estratigráfica esta unidad es asignada al Coniaciano-Santoniano (?). Por su litología y contenido faunístico esta unidad se depositó en una plataforma externa con gran aporte de material arcilloso proveniente de las plataformas conti-guas y en el caso de algunos pozos siguió existiendo flujo de clastos con fauna bentónica.

Cretácico Superior, Formación Méndez

Marga color obscuro, bituminosa, laminar con gru-mos, bioclastos e intraclastos y testas de globige-

rínidos, contiene escasa porosidad por disolución y en microfracturas hacia la cima presenta brechas calcáreas. Se observó impregnación de hidrocarburos en algunos pozos; el espesor promedio es de 130 m. Corresponde a un ambiente de plataforma exter-na calcáreo arcillosa (inframarea media-profunda) donde la litología es muy homogénea demostrando cierta estabi-

lidad, la que en ocasiones era perturbada por el depósito de clastos transportados desde las plataformas principal-mente hacia la parte superior en algunos pozos.

RESULTADOS

Con el método descrito, separación de las curvas resis-tiva y de porosidad se analizaron 23 núcleos, éstos

estuvieron distribuidos de la siguiente manera: 6 en la Formación Méndez, 1 en la Formación San Felipe, 7 en la Formación Agua Nueva, 8 en el Aptiano-Albiano, y 1 en el Tithoniano. De los 9 pozos estudiados en sus diferentes tra-mos: Formación Méndez, Formación San Felipe, Forma-ción Agua Nueva y Cretácico Inferior, el intervalo que presentó más FRMO es el Aptiano-Albiano con 3 casos (Figs. 3, 4 y 5). En la figura 3 se distinguen 3 facies ricas en materia orgánica inmaduras (GI), 2 tramos impregna-dos de hidrocarburos (YGA) y 1 invadido de agua. El COT calculado coincide con el medido. En el núcleo 2 (N2) el COT=2.48, S1=4.06; en el núcleo 3 (N3) el COT=3.02, S1=1.13, Tmáx=446 y en el núcleo 4 (N4) el COT=0.37, S1=0.09. En el N2 se interpreta que exis-te una impregnación de aceite y en el N3 una facies rica en materia orgánica aproximadamente 2% en peso y el N4 es estéril. En la bodega el N2 se observó de 2 colores, 1 gris verduzco y otro más obscuro, el obscuro se puede deber a una impregnación de aceite. El N3 se encontró más homogéneo y presenta un color gris obscuro, carac-


44Aptiano-Albiano Pozo S14 5523-5713 m

5520

5530

5540

5550

5560

5570

5580

5590

5600

5610

5620

5630

5640

5650

5660

5670

5680

5690

5700

5710

CorrelaciónGR

-20 100APICALI

4 16IN

Prof. ResistividadILD

1 10000OHMMRHOB

1.96 3.56GM/CC

COTCalculado

0 10

% WtMedido

0 10

% Wt

ILB

N 2

N 3

N 4

GI

GI

GI

GI

Agua

YGA

YGA

Aptiano-Albiano pozo S14 5523-5713

AguaSalHc.

ManifestaciónHc.

ManifestaciónHc.

Figura 3.- Separación de las curvas resistiva (ILD) y de densidad (RHOB) del Pozo S14 en el Aptiano-Albiano


45

CorrelaciónCGR

-20 100APICALI

4 16IN

Prof. ResistividadLLS

1 10000OHMMDT

150 -50US/FT

COTCalculado

0 20% WtMedido

0 205010

5020

5030

5040

5050

5060

5070

5080

5090

5100

5110

5120

5130

5140

5150

5160

% Wt

ILB

N 3 GM

Productor

U

GM

YGA

Aptiano-Albiano. Pozo S25 5013-5156 m

Figura 4.- Separación de las curvas resistiva (LLS) y sónica (DT) del Pozo S25 en el Aptiano-Albiano

5750

5760

5770

% Wt

Aptiano-Albiano pozo S43 5745-5780

N 4

ILB

GM

Correlacion

CGR-20 100API


0.3 3000OHMMRHOB

1.75 3.35GM/CC

COTCalculado

0 10% WtMedido

0 10

Aptiano-Albiano Pozo S43 5745-5780 m

Figura 5.- Separación de las curvas ILD y RHOB del Pozo S43 en el Aptiano-Albiano


46terística que coincide con los resultados medidos y calcu-lados. El N4 es de facies claras y bioturbado, por lo que se trata de una roca estéril. Los 3 núcleos reportaron la presencia de pirita. El hecho de que la Tmáx del N3 sea de 446 indica que el Aptiano-Albiano tiene una madurez media. La separación de las curvas resistiva (LLS) y só-nica (DT) del Pozo S25 en el Aptiano-Albiano se mues-tran en la figura 4 donde se interpretan 2 facies ricas en materia orgánica madura y el resto de la formación como impregnada de hidrocarburos. El COT medido en el nú-cleo 3 (N3) no coincide con el COT calculado, se midió un COT=3.08 y un S1=1.03, mientras que los valores de COT calculados son cercanos a un 20% en peso. En la bodega se observó una roca color gris verduzca que en ocasiones presenta bandas color gris obscuro, y cris-tales de pirita, esta banda color gris obscuro fue la que se analizó en Rock-Eval; el color verde se puede deber a la presencia de bentonita, lo que ocasiona que el regis-tro de uranio presente picos confundiéndose con materia orgánica. Si en el intervalo del núcleo se calculó un COT cercano a 20 y se deduce un COT próximo a 2% en peso, entonces el resto de la curva muestra que la mayoría del Aptiano-Albiano tiene menos del 1% en peso de COT. El tercer caso del Aptiano-Albiano se observa en la separación de las curvas ILD y RHOB del Pozo S43 de la figura 5 donde se observa un COT calculado cercano a 6% en peso que es más grande que el medido 2.43% en peso, por lo que se interpreta que se trata de un tramo rico en materia orgánica madura que está alrededor del 1.7% en peso (GM), el S1=0.74, el LOM que resulta es de 8, indicando una madurez media. En la bodega se observó un núcleo color gris con franjas negras, lo que indica que es una roca con intervalos ricos en materia or-gánica; en el núcleo se ven intercalaciones de roca color claro bioturbada que hacen que la facies rica en materia orgánica no sea homogénea. La Formación Agua Nueva presentó 2 casos de FRMO (Figs. 6 y 7). En la figura 6 se muestra la separa-ción de las curvas ILD y RHOB del Pozo S43 y sobresalen 2 facies ricas en materia orgánica maduras (GM). Los re-sultados de los análisis practicados al núcleo 2 (N2) dan un COT=0.05, S1=0.03 que evidencian una roca estéril y arrojan un LOM poco confiable. El COT calculado y el medido coinciden en este tramo del pozo. En la bo-dega este núcleo se observó de color casi blanco, lo que confirma que se trata de una facies estéril geoquímica-mente hablando; mientras que los resultados de los aná-lisis practicados al núcleo 3 (N3) son de un COT=3.83, S1=1.14 y una Tmáx=448, lo que da un LOM=8.5. El COT calculado y el medido son coincidentes, por lo cual se interpreta que el núcleo cortó algunas facies ricas en materia orgánica madura (GM). En la bodega este núcleo

mostró un color obscuro y un color muy homogéneo, lo que confirma que existe materia orgánica. La separación de las curvas ILD y DT del Pozo S7 en la Formación Agua Nueva se muestra en la figura 7 donde se observan 3 facies ricas en materia orgánica ma-dura (GM). Los datos calculados coinciden con los medi-dos en el núcleo 1 (N1) aproximadamente. En la bodega se observó que se trata de unas facies ricas en materia orgánica (10% del núcleo) intercaladas con roca estéril, ésta es la que predomina, también se logró distinguir 1% de pirita, además de que algunas partes negras son de pe-dernal. Los valores de COT calculados que pasan el 10% en peso corresponden a un yacimiento de gas o aceite o a un intervalo poco poroso (YGA). Aquí se calibró con un LOM de 5.8 que sirvió para extrapolarlo a las otras partes del pozo que no cuentan con núcleo. Las formaciones Méndez y San Felipe no reporta-ron ningún caso de FRMO con este método. El muestreo de los núcleos se considera como unos datos puntuales en la columna estratigráfica, y en el muestreo existen po-zos con un núcleo y pozos hasta con 5 núcleos, posterior-mente se dio el caso de que en una formación cayeron 3 núcleos, la distribución de núcleos por pozo y por edad es desigual. Por inspección visual los núcleos con FRMO se concentran en el Aptiano-Albiano con 4 casos: 1 en la Formación Agua Nueva, 1 en la Formación Méndez y 1 en el Tithoniano, restando el núcleo del Tithoniano, se tie-ne que son 6 núcleos obscuros de 22 núcleos estudiados, dando un 27%. Las ideas de que la Formación Méndez y el Aptiano-Albiano podría tener potencial generador apa-rece en Arenas et al. (1990), y estos resultados refuerzan la idea de que el Aptiano-Albiano sea una roca que tenga facies ricas en materia orgánica. En la mayoría de los casos aquí documentados, el COT calculado excedió al COT medido (Fig. 7) y coincide con los resultados de Talbot et al. (2004). Estos resultados se pueden interpretar como una sobreestimación del COT por parte del método, pero también puede ser que existan 3 factores que se prestan para dar una lectura mayor del COT existente, éstas son: a) Un bajo valor del LOM, b) Laminación en el núcleo y, c) Impregnación en el inter-valo. La más importante de ellas es el LOM, ya que es una variable dentro de la ecuación que sirva para calcular el COT, si esta variable está mal estimada los resultados de la ecuación estarán subestimados o sobrestimados; los altos valores de una resistividad por impregnación sobres-timarán el resultado de la ecuación. En el caso del cam-po estudiado, la mayoría de los valores de LOM tuvieron valores entre 5.8 y 8.5, éstos nos indican una madurez media. Las calizas dominan la geología del lugar durante todo el Cretácico, se reportan rocas carbonatadas en la columna estratigráfica del campo en estudio (Fig. 2), sus


47

Formación Agua Nueva. Pozo S43 5572-5750 m

% Wt% Wt

Fm. AGUA NUEVA pozo S-43 5572-5750

% WtMedido

0 105570

5580

5590

5600

5610

5620

5630

5640

5650

5660

5670

5680

5690

5700

5710

5720

5730

5740

5750

N 2

N 3

Aguasalada

Agua

ILB

GM

GM

CorrelacionCGR

-20 100API


0.3 3000OHMMRHOB

1.8 3.4GM/CC

COTCalculado

0 10

Figura 6.- Separación de las curvas ILD y RHOB del Pozo S43 en la Formación Agua Nueva


48

Formación Agua Nueva. Pozo S7 4900-5034 m

Figura 7.- Separación de las curvas ILD y DT del Pozo S7 en la Formación Agua Nueva

CorrelaciónCGR

-20 100APICALI

4 16IN


0.1 1000OHMMDT

170 -30US/FT

COTCalculado

0 10% WtMedido

0 104890

4900

4910

4920

4930

4940

4950

4960

4970

4980

4990

5000

5010

5020

5030

5040

-5U

10PPM

GM

GM

% Wt

Fm. AGUA NUEVA pozo S-7 4900-5034

ILB

YGA

YGA

YGA

YGA

GMN 1


49valores de densidad fueron para una roca caliza de 2.64 g/cc; mientras que para una caliza con 10% de materia orgánica nos daría una densidad de 2.38 g/cc. Los regis-tros sónicos mostraron menores cambios que en las otras litologías, y la presencia de pirita se observó en los hori-zontes obscuros más que en los claros.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El método del D log R reveló que existen facies ricas en materia orgánica en el Aptiano-Albiano y en la For-

mación Agua Nueva en un campo petrolero en el Pilar de Reforma Akal. Se recomienda buscar FRMO combinando un marco de estratigrafía de secuencias con el de registros geofísicos para así acercarse a los ambientes generadores con diferentes disciplinas, no sólo con geoquímica como se ha hecho hasta ahora. En cuanto a los registros geofísicos, en este estu-dio resultó que el registro de densidad RHOB dio mejores resultados para la separación de curvas en profundidad, ya que el registro de tiempo de tránsito en las partes pro-fundas del campo se comportó de manera constante con pocos cambios.

AGRADECIMIENTOS

Los autores agradecemos la aprobación y apoyo para la realización del presente trabajo por parte del inge-

niero Julio Cerrillo (QEPD); así como las facilidades por parte de Petróleos Mexicanos. La supervisión y apoyo logístico hacia este estudio estuvo a cargo de la Ing. Lour-des Clara Valdés, también de PEMEX. Tanto sus valiosas observaciones como sus consejos sobre el tema nos fue-ron de gran ayuda, por lo que expresamos y reconoce-mos su excelente colaboración; también deseamos expre-sar nuestra gratitud a los 2 revisores del presente escrito asignados por la Comisión Editorial, ya que sus atinados comentarios y sugerencias para este texto contribuyeron en la mejoría de lo aquí expresado.

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Recibido: octubre de 2009. Recibido corregido: 15 de enero de 2010.Aceptado: 08 de junio de 2010.


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