N O T A DE D I V U L G A C I Ó N

L A G E O Q U Í M I C A D E L P E T R Ó L E O E N M E X I C O NOEL HOLGUIN QUIÑONES Coordinación de Exploración

Petróleos Mexicanos

RESUMEN

Los primeros intentos de aplicación de la geoquímica en México corresponden a los de gasometría de suelos, efectuados en 1940 en d área Florida-La Venta; Tab., con objeto de probar las posibilidades de este método y como complemento a otro tipo de trabajos. Estas actividades no continuaron y la geoquímica del petróleo hasta antes de los sesentas no tuvo más aplicación, ya que, en ese entonces, la explora­ción estaba encaminada a resolver problemas inmediatos, como los estratigráficos y la localización de trampas, enfocando sus esfuerzos, prin­cipalmente hacia provincias petrolíferas ya descubiertas en la Planicie Costera del Golfo de México, donde se daba por hecho que existieron condiciones adecuadas para la génesis del petróleo.

No es sino hasta los años cincuentas cuando, a raíz de algunas publicaciones en boletines nacionales, se siembra la inquietud sobre los orígenes de nuestro petróleo y el interés por la búsqueda de rocas generadoras en provincias no productoras. A fines de los sesentas. Petróleos Mexicanos (Pemex) inició actividades geoquímicas con los primeros análisis de rocas y aceites realizados en el extranjero que permitieron determinar preliminarmente el potencial de algunas rocas generadoras.

En la década de los setentas, el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) montó sus laboratorios de geoquímica y palinoestratigrafía e inició una etapa analítico-interpretativa de diversas áreas de nuestro país.

De 1980 a 1982, Pemex utilizó en forma masiva métodos de detección de micromanifestaciones superficiales por gasometría y delta carbonato sin haber obtenido los resultados esperados. Posteriormente, en 1983, creó la Superintendencia General de Geoquímica y Laborato­rios, a fin de controlar y evaluar los datos geoquímicos que ya eran abundantes y para que se encargara de diseñar directrices de trabajo a futuro.

Actualmente, Petróleos Mexicanos y el Instituto Mexicano del Petróleo estructuran grupos de actividades geoquímicas que sean capaces de integrar e interpretar, conjuntamente, información geológica, geofísica y geoquímica, a fin de evaluar nuestras cuencas sedimentarias. También se ha previsto la adquisición de tecnología sofisticada de laboratorio y el empleo de modelajes computarizados que permita obtener resultados más rápidamente y de mayor confiabilidad, lo que por ende requerirá de personal altamente capacitado.

ABSTRACT

The surface gasometry was the first geochemistry method to be used in Mexico in the 1940's. It was applied in the Florida-La Venta, Tab. area, with the objective of testing the method and as complement with other kind of work. The activities stopped there, and before the 60's the geochemistry in Mexico was not in use since the exploration was focused toward stratigraphic studies and definition of local structures, specially in already known productive areas along the Gulf of Mexico coast. It was taken as a fact that the conditions for oil generation in these areas were present.

In the 50's, some national publications began questioning the origin of our oil and there were interest in the search for source rocks in no productive provinces. At the end of the 60's, Petróleos Mexicanos (Pemex) initiated the geochemical activities with the first analysis of rock and oil samples made abroad. These studies defined tentativelly some source rocks.

In the decade of the 70's, the Mexican Petroleum Institute installed its geochemistry and palinostratigraphic laboratories and started the analysis and interpretation in some areas of our country.

From 1980 to 1982, Pemex used surface geochemical methods for microseepage detection such as gasometry and delta carbonate with no results. In 1983, Pemex created the Superintendencia General de Geoquímica y Laboratorios (Geochemical Coordinator Office) in order to control and evaluate the already abundant geochemical data and to take care of future programs.

Nowadays, Petróleos Mexicanos and the Mexican Petroleum Institute are building groups for geochemical activities that be able to integrate and interpret the geological, geophysical and geochemical information in order to evaluate our sedimentary basins. At the same time, Pemex is looking for high technology in laboratory procedures and computer modeling to be more efficient and reliable. These activities will also require a well trained staff.

BOl. AMGP, VOL. XLI, NUM. 1, 1991, p. 37-50

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INTRODUCCIÓN

La evolución del conocimiento geológico y la com­prensión de su relación con el origen y distribución de las acumulaciones de petróleo exige el empleo de técnicas y tecnologías cada vez más avanzadas que coadyuven a la localización de yacimientos bajo con­diciones de profundidad y tirantes de agua mayores, al mismo tiempo que se requiere localizar trampas ca­da vez más recónditas y de menores dimensiones, poco accesibles al observador geólogo o geofísico.

Por ello, actualmente la prospección petrolera exi­ge de la integración de todos los conocimientos de las diversas disciplinas de la geología y de la investiga­ción de nuevas metodologías que, en conjunto, per­mitan disminuir al mínimo los riesgos de exploración. La geoquímica es una de las ciencias que en las últi­mas décadas ha.participado activamente y alcanzado en el mundo desarrollado una posición prominente entre las disciplinas tradicionales de la geología y la geofísica, para la delimitación de áreas con mayores perspectivas de contener hidrocarburos.

En México, aun cuando la geoquímica no ha alcan­zado el nivel de desarrollo que ha cobrado en otros países con un alto avance científico y tecnológico, se están dan­do ya los primeros pasos para que esta importante dis­ciplina participe cada vez más activamente en la eva­luación de nuestras cuencas sedimentarias (Fig. 1).

xico, asentado lo que, ajuicio del autor, son los re­sultados más sobresalientes de cada uno de los traba­jos consultados, sin intentar hacer un juicio sobre ellos, ni rectificar o ratificar sus postulados.

ANTECEDENTES

La búsqueda y localización de los primeros yaci­mientos petrolíferos en el mundo, como sabemos, es­tuvieron íntimamente ligados a las exudaciones su­perficiales de productos del petróleo que en México conocemos como chapopoteras o gaseras. Posterior­mente, la teoría del anticlinal dio auge a la explora­ción de gran cantidad de estructuras descifrables en mayor o menor grado, por métodos directos de su­perficie o indirectos de geofísica.

Más tarde cobraron interés las trampas estratigrá­ficas y se enfocó la búsqueda en ambas direcciones. No obstante, y a pesar de los grandes descubrimien­tos, el porcentaje de éxito era y aún es muy bajo. La necesidad de perforar a siete o más kilómetros de pro­fundidad y en el mar bajo tirantes de agua muy su­periores a los 100 metros, incrementa seriamente las dificultades y por ende el costo de perforación, lo que requiere del concurso de todas las disciplinas posibles que permitan programarlo y terminarlo exitosamen­te, a fin de que sea útil para incrementar o mantener las reservas petroleras, que en México alcanzan ac­tualmente los 67,000 millones de barriles.

SALINA C R U Z ^

Fig. 1.— Principales cuencas sedimentarias de México.

OBJETIVO

La Geoquímica encoca sus esfuerzos a la solución de tres problemas prii,cipales: determinar en tiempo y espacio la cantidad, a calidad y el grado de trans­formación de la materia orgánica contenida en las ro­cas sedimentarias.

Con estos tres parámetros, aunados a otros muchos de tipo geológico, geofísico y geoquímico se puede apo­yar la búsqueda exitosa de hidrocarburos, ya que es­tá en condiciones de determinar en tiempo y espacio los focos de generación, las vías de migración y las zonas de acumulación. No obstante, para lograr es­tos objetivos se requiere tanto de tecnología avanza­da como de personal altamente calificado.

DESARROLLO DE LA GEOQUÍMICA EN MEXICO

El interés del presente trabajo es difundir en for­ma muy general el desarrollo de la geoquímica en Mé-

Los primeros datos conocidos del empleo de méto­dos geoquímico-orgánicos, enfocados hacia la busque-

LA GEOQUÍMICA DEL PETRÓLEO EN MEXICO 39

da de yacimientos petroleros, datan de fines del año 1939, cuando Pemex encomienda a la Compañía Sub-terrex un estudio gasométrico de suelos en el área Florida-La Venta, Tabasco.

En este trabajo, desarrollado por Rosaire (1940), se obtuvieron muestras a 4 m, a las que se les deter­minó en laboratorios de Houston, Тех. el contenido de etano, propano у butano, despreciándose al me­tano aduciendo que éste podría "originarse por des­composición de la materia orgánica en el suelo". El objetivo de este estudio fue probar las posibilidades del método y como complemento de otro tipo de tra­bajos geológicos y geofísicos.

El muestreo se hizo sobre una estructura detecta­da previamente por gravimetría, magnetometria y geología superficial. En base a los resultados geoquí­micos se intentó detectar el "ha lo" que supuestamente estaría relacionado a una acumulación comercial de hidrocarburos en el subsuelo. Estudios posteriores de geología superficial y de sismología permitieron des­cubrir en 1954 el Campo La Venta, que coincidió con una de las zonas con contenidos anormalmente altos de gases, aunque la geometría de dichas anomadías y la distribución de otras no tuvieron relación alguna con la geometría del Campo La Venta o con otras acu­mulaciones. Después de este trabajo no tenemos co­nocimiento de otros estudios del mismo tipo, sino hasta 1978, mismos que comentaremos en páginas poste­riores.

Como apoyo a los trabajos de perforación y para localizar intervalos recomendables para ser probados, a fines de los años cuarenta se inició la instalación a boca de pozo de unidades de registro de hidrocarbu­ros que detectan y cuantifican en unidades arbitra­rias las gasificaciones en lodo y muestras de canal, ade­más de observar por medio de fluoroscopios las im­pregnaciones de petróleo en las muestras de canal y núcleo. Este tipo de unidades, muy útiles por cierto, están destinadas principalmente a evitar posibles des­controles del pozo y delimitar intervalos productores, más que para fines de investigación por lo cualitati­vo de sus resultados.

Puede decirse que hasta mediados de los años cin­cuenta no existieron trabajos que atrajeran el interés hacia los orígenes del petróleo en México. Práctica­mente, todas las publicaciones (salvo contadas excep­

ciones) sobre exploración petrolera no mencionan a las rocas generadoras como elemento importante en la prospección de hidrocarburos, y si acaso lo hacen, consideran por hecho la existencia de las mismas, dado que se conocían los yacimientos de la Planicie Coste­ra del Golfo de México. Es notorio que hasta ese de­cenio se enfocaba la exploración a resolver problemas estratigráficos y estructurales, para lo cual se echaba mano de la geología de superficie, geofísica y paleon­tología. En otras palabras, se buscaba exclusivamen­te a las trampas sin reparar en las rocas generadoras y menos aún en sus condiciones de madurez y su re­lación con los aceites que se explotaban.

Entre los pocos artículos nacionales de la década de los 50's que hacen hincapié en que "conocer la edad del petróleo en una cuenca sedimentaria y/o provin­cia petrolífera es de inestimable valor" y que tocan los temas del origen y migración del petróleo se en­cuentra el de Salas (1955). Aunque considera poco probable que el petróleo migre a grandes distancias y vierte algunos conceptos actualmente no aceptados sobre el origen del petróleo, expone ideas avanzadas para ese tiempo. En base al análisis de los eventos geo­lógicos ocurridos en la Cuenca de Tampico y de los volúmenes de las posibles rocas generadoras considera que ' 'la migración y acumulación tuvo lugar en tiem­po post-oligoceno". Deduce, por extrapolación del Sur de Texas que en la Cuenca de Burgos y Provincias del Istmo y Tabasco, que "el petróleo es indígena a las formaciones en que se encuentra", lo cual, a la fecha, requiere ser corroborado por métodos geoquí­micos. Un dato interesante que refiere es que algu­nos autores como Tschopp, Trumpy y Jenny (1930-1937), "advocaban la tesis que el petróleo mexica­no, especialmente el de la Cuenca de Tampico, era de edad Jurásica" (Formación Tamán), lo cual en par­te se ha venido a corroborar 50 años después con los métodos analíticos con que contamos actualmente. Es interesante que sin análisis geoquímicos y en base a la apariencia bituminosa de dicha formación, se ha­ya llegado a tal consideración.

Alvarez (1955) hizo un análisis muy completo de los conceptos que prevalecían para ese entonces acerca del origen del petróleo y, en base a las condiciones geológicas y a los ambientes de depósito de las secuen­cias terciarias del noreste de México (Cuenca de Bur­gos), el Istmo (Cuenca Salina) y Tabasco (Cuenca de Macuspana), consideró a las "lutitas interestratifica-

40 NOEL HOLGUIN QUIÑONES

das con las arenas productoras" como las generado­ras de los hidrocarburos de estas áreas.

En 1961, apareció en México una traducción al es­pañol de Nazarkin (1959) sobre la relación del clima con la formación de rocas generadoras y la posterior acumulación de aceite y gas. En este artículo se hace ailusión a la tesis ya muy aceptada, en el extranjero, de que el petróleo se originó "por la transformación anaeróbica de materia orgánica autóctona de origen vegetal o animal depositada con los sedimentos". En­tre líneas se puede ver la pugna que prevalecía toda­vía entre los que opinaban que el aceite es de origen orgánico y los de la tendencia inorgánica, cosa que actualmente poco se discute, pues la tesis orgánica ha desplazado a la inorgánica.

Hasta esa fecha, los trabajos y conceptos expues­tos sobre el origen del petróleo permiten entrever que las opiniones acerca de las rocas generadoras en Mé­xico se fincaban.en observaciones empíricas, funda­mentadas sólo en la apariencia física de las rocas. Sin embargo, a iniciativa de Pemex, a fines de los sesen­tas y principios de los setentas, se inician actividades analíticas de aceites y rocas para caracterizar a algu­nos petróleos y confirmar su origen. Estos estudios fueron realizados por compañías extranjeras, a falta de tecnología propia y personal capacitado. No obs­tante, con la creación del IMP (1965) se inicia la for­mación de su laboratorio de geoquímica que da sus primeros pasos con análisis de carbono orgánico y se­paración y cuantificación de productos polares e hi­drocarburos, además de algunos componentes inor­gánicos de las rocas sedimentarias como manganeso, azufre y carbonatos.

Los análisis realizados por las compañías fueron, principalmente, de extracción y cromatografía, así co­mo pirólisis, cuantificación de carbono orgánico y aná­lisis ópticos para determinar el índice de alteración térmica (lAT), tipo de materia orgánica dispersa, así como reflectancia de la vitrinita (Ro).

Shell (1983), con base en análisis de aceites y ro­cas de la Faja de Oro realizados en 1968 a 1972, con­cluye que "hay una muy estrecha correlación" entre los aceites del Abra, Tamabra y Tamaulipas Inferior, con las rocas de las formaciones Santiago, Tamán y Pimienta (Fig. 2). Amoco y Exxon, en base a análi­sis hechos entre 1971 y 1972, también consideran co­

mo rocas generadoras de los aceites de la Cuenca Tampico-Misantla a las del Jurásico y Cretácico. Geo-chem, en 1972, analizó rocas de los pozos Presidio-1, Villa Ahumada-1 y Hueso-1 en el Estado de Chihua­hua y alude al alto contenido de carbono orgánico en las rocas del Jurásico Superior, y enfatiza sobre el fuer­te grado de transformación térmica de la misma, con valores de lAT por arriba de 4 (severamente altera­da). Podríamos considerar a estos estudios como los pioneros que permitieron verificar o descubrir algu­nas rocas generadoras en nuestro país, aunque limi­tados por la carencia de interpretación en un contex­to geológico.

¿H> ACEITES

• EXTRACTOS

Fig. 2.— Correlación de aceites del Mesozoico con rocas generadoras del

Jurásico Superior (formaciones Santiago, Tamán y Pimienta),,' Cuenca

Tampico-Misantla (Shell, 1968-1972).

En 1970, Arredondo publica una síntesis de los principales argumentos sobre la "naturaleza bio-orgánica del petróleo", que en la URSS apoyaba Vas-soevich, líder internacional en la geoquímica del pe­tróleo. En este artículo, introduce por primera vez a la literatura de México la importancia del tiempo co­mo compensador de la temperatura en la generación del petróleo, aunque todavía no se entendía claramen­te, ni se lograba cuantificar su papel. También hace alusión a la "fase principal de generación del petró­leo", concepto muy divulgado en la URSS, que se transmitió a la literatura occidental como "Oil Win­dow" o "Ventana del Petróleo".

Posteriormente, Arredondo (1973), en base a es­tudios geoquímicos de muestras del Jurásico Superior de la Cuenca Tampico-Misantla, realizados en labo­ratorios de la Universidad Lomonosov en Moscú, URSS, determina a las margas de la Formación San­tiago como "indudablemente generadoras" con un

LA GEOQUÍMICA DEL PETRÓLEO EN MEXICO 41

alto potencial y encuentra que, en las áreas donde esta unidad ha permanecido por cerca de 100 millones de años a altas temperaturas (85 a 105°C) y presiones, su potencial es de carácter residual (agotado) y en otras áreas donde el tiempo y la temperatura han sido me­nos críticas se encuentran dentro de la fase principal de generación (Fig. 3). Lo singular de este trabajo es la metodología empleada, muy diferente a la de las compañías que trabajaban para Pemex en aquel en­tonces, la búsqueda de una interrelación entre pará­metros geológicos y geoquímicos y, principalmente, porque involucra a la temperatura y al tiempo como factores importantes en la generación del petróleo. Sin embargo, esta tesis doctoral no tuvo difusión por en­contrarse en idioma ruso y porque no se distribuye­ron ejemplares en el ámbito petrolero de México.

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Fig. 3. — Gráfica de historia de sepultamiento de la Formación Santiago,

Cuenca Tampico-Misantla (Arredondo, 1973).

Para 1974, las actividades geoquímicas comienzan a cobrar importancia y paralelamente a las compa­ñías extranjeras, tanto el IMP como el Instituto de Geología de la UNAM, hicieron servicios aislados pa­ra Pemex, enfocados parcialmente hacia el estudio de componentes inorgánicos. El Instituto de Geología de la UNAM, en 1974, desarrolló un estudio de mues­tras del Pozo Cuesta Blanca-2, el cual indica que "las rocas arcillosas (Mz) pueden considerarse generado­ras de hidrocarburos" en base al alto contenido de Carbono Orgánico. Por su parte. Rueda y Enciso de Castro del IMP (1977) opinan que la presencia de gra­fito y ausencia de bitúmenes en núcleos del Jurásico Superior (Formación Las Trancas) del Pozo Xoconoxtle-1 reflejan un intenso proceso de carbo­nización de la materia orgánica y permite suponer la generación, principalmente de gas seco.

Así pues, en la primera mitad de la década de los 70's comienza una etapa fundamental para la geoquí­mica en México, por la inquietud naciente de emplear técnicas más sofisticadas que apoyaran la exploración. Es conveniente recordar que los yacimientos gigan­tes de Chiapas-Tabasco se descubren en 1972, y que antes de ellos México era apenas autosu fidente en pe­tróleo, por lo que se buscaba afanosamente implan­tar nuevas metodologías y tecnologías en las diversas áreas de la Exploración Petrolera para la localización de mayores acumulaciones de hidrocarburos. Aun cuando la geoquímica no jugó papel alguno en estos descubrimientos, la necesidad de ellos si promovió a esta disciplina.

El " b o o m " de la geoquímica en México se inicia a fines de los 70's con la obtención de muestras en afloramientos y pozos, pero todavía con una fuerte dependencia, en lo que a análisis se refiere, a pesar de que el IMP para estos tiempos cuenta ya con ana­lizador de carbono, pirolizador (rock-eval), espectros­copia de infrarrojo, cromatografía de fase gaseosa y análisis elemental que le permite formar un labora­torio bastante completo para suplir necesidades ana­líticas básicas, pero su capacidad no lograba todavía desplazar a las compañías extranjeras.

De 1978 a 1982 {in Sánchez, 1982) la Compañía es­tadunidense Sunmark, en base a los análisis de rocas aflorante del Sur de México (actualmente, zonas Sur y Sureste), permitió tener un panorama general so­bre las condiciones térmicas y el potencial generador de la columna sedimentaria. En la parte occidental de la Sierra de Chiapas lograron detectar algunas ro­cas generadoras del Jurásico Superior, que en gene­ral se encuentra en condiciones catagenéticas. Sin em­bargo, hacia el sureste de dicha provincia, al sur de la Presa de la Angostura, tanto el Jurásico Superior como el Paleozoico aflorantes, presentan un alto grado de transformación térmica, lo que los sitúa dentro de la fase metagenética a pesar de su alto contenido de carbono orgánico. Esto último es importante, dado que indica que las características de las rocas genera­doras del Jurásico Superior, Titoniano, del área pro­ductora Chiapas-Tabasco podrían continuairse por de­bajo de la Sierra de Chiapas y darle atractivo a ésta como potencialmente productora.

En la Cuenca de Tlaxiaco, la misma compaiñía tam­bién definió como rocas generadoras a las del Jurási-

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C O Superior, cuyas condiciones térmicas encajan den­tro de la fase principal de generación de hidrocarbu­ros, lo que las hace interesantes, sólo que se encuen­tran aflorando, en gran parte, de esta Cuenca. En dos localidades de la provincia del Papaloapan detecta­ron como generador al Jurásico Superior. Es conve­niente mencionar que en todas estas localidades la ma­teria orgánica del Jurásico Superior fue reportada co­mo algácea-amorfa, principalmente.

Al mismo tiempo que se avanzaba en los análisis químicos se desarrollaban los métodos palinológicos con la determinación del índice de alteración térmica (lAT) de los palinomorfos a través de luz transmiti­da; Rueda (1975), en su estudio de los constituyen­tes orgánicos de las formaciones Huayacocotla (Liá-sico) y Rosario (Jurásico Medio) del Este de México, emplea las escalas de 1 a 5 de Correla (1967) y Sta-plin (1969) para definir, de acuerdo al color de la ma­teria orgánica dispersa, el grado de transformación de la misma. En este trabajo define a la Formación Huayacocoda como potencialmente generadora, aun­que "excede los límites de conservación de hidrocar­buros" y supone que la Formación Rosario generó los hidrocarburos que se han manifestado en los po­zos Piedra de Cal. Más tarde. Rueda y colaborado­res (1979, 1985) elaboraron estudios palinoestratigrá-ficos que permitieron conocer, además de las zonas palinológicas y condiciones sedimentarias, los tipos y cantidades relativas de materia orgánica, así como su grado de transformación térmica (lAT) en la Cuen­ca de Vizcaíno, Golfo de California (Pozo Extreme-ño-1). Mar Mexicano y Tampico-Misantla (1983), empleando además en esta última localidad, datos de Reflectancia de vitrinita obtenidos por primera vez en México, en instalaciones del IMP.

Rueda y San tillan (1986), apoyados en estudios óp­ticos y químicos, consideran que el color del alcohol etnico glicerinado, donde se conserva el residuo pali-nológico, "indícalas condiciones de generación, mi­gración y acumulación' ' de los hidrocarburos en una cuenca petrolífera.

Illich y colaboradores (1978) y Pruitt e lUich (1979) analizaron 20 aceites del Mioceno y 16 aceites del Cre­tácico de El Plan-Agua Dulce y Villahermosa, respec­tivamente, y concluyen que los aceites del área Villa-hermosa tienen un origen común, pudiendo ser el mis­mo que el de los aceites de la Cuenca Salina del Istmo.

Sáenz y Bertrand (1978) elaboraron en el Institu­to Francés del Petróleo una serie de análisis quími­cos de rocas y aceites de campos del área Cunduacán-Sitio Grande. Consideraron que las rocas generado­ras de estos aceites son las del Titoniano y posible­mente, las del Cretácico Inferior, a partir de un ke-rógeno del tipo II medianamente evolucionado. Tam­bién diferenciaron tres grupos de aceites (Fig. 4), aun­que opinan que son de origen idéntico y que tal vez sus diferencias se deben a la diferente profundidad de la roca generadora. Parece ser que éste es el primer trabajo donde se emplea la espectrometría de masas para hacer una correlación roca-aceite en provincias petroleras de México, con personal mexicano, aun­que en instalaciones extranjeras.

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Fig. 4. — Tres grupos de aceites de Chiapas-Tabasco, Cuenca del Sureste (Sáenz y Bertrand, 1978).

En 1980, Van Delinder y Holguín, en base a mues­tras de pozos y afloramientos ancüizados por la com­pañía Geochem, evalúan el potencial generador del Mesozoico del Golfo de Sabinas y consideran como generadoras, por su alto contenido orgánico, a la For­mación La Casita del Jurásico Superior, a La Peña del Cretácico Inferior y otras del Cretácico Superior. Sin embargo, el grado de transformación térmica ( lAT, Ro) de las dos primeras rebasa la ventana del petróleo en el centro de la cuenca, lo que las hace pro­pensas a la generación y/o conservación de produc­tos gaseosos, coincidiendo con la producción actual de gas en esta zona. Muestran, además, la relación en­tre los parámetros geoquímicos con los elementos geoló­gicos del Jurásico Superior (Fig. 5). Más tarde, sobre esta misma área. Cuevas (1985) hizo un análisis de subsidencia e historia térmica, apoyándose en el mo­delo de "backstripping" de McKenzie y calculó el ITT (Lopatin) para la columna sedimentaria del Pozo

LA GEOQUÍMICA DEL PETRÓLEO EN MEXICO 43

R E G U L A R península de

tamaulipas

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G O M E Z P A L A C l O a T O R R E Ó N

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VAN DELINDER Y HOLGUIN, 1980 I

26°

103° 102 = 100°

Fig. 5.— Carbono orgánico total del Jurásico Superior, Cuenca de Sabinas

Inés-1 (Fig. 6), concluyendo que la Formación gene­radora La Casita ingresó a la ventana del petróleo hace 120 ma (Hauteriviano) y la abandonó hace 98 ma (Ce­nomaniano). La Formación La Peña, considera, ini­ció su generación hace 70 ma (Campaniano) y la con­cluyó a fines del Mioceno (5 ma).

Los tres últimos trabajos mencionados fueron de­sarrollados en otros países, con participación de per­

sonal mexicano, pero bajo la asesoría de especialistas extranjeros, lo cual refleja que se gestaba una etapa importante de capacitación y asimilación de técnicas y tecnologías no nacionales, a fin de crear cuadros de especialistas para su aplicación en México.

El año de 1980 se inicia con una febril actividad en lo que se refiere a la obtención de muestras de sue­los, prácticamente en todas las cuencas sedimentarias

44 NOEL HOLGUIN QUIÑONES

p r o f u n d i d a d ( K m )

Fig. 6.— Geohistoria del Pozo Inés-1. Cuenca de Sabinas (Cuevas, 1984,

1985).

de nuestro país y sobre estructuras previamente de­tectadas por sismología. Se programaron retículas de muestreo cada 800 metros o menos, a profundidades desde 2 hasta 30 metros y se cuantificó en ellas las micromanifestaciones de hidrocarburos gaseosos y el delta carbonato ( A C O 3 ) , a fin de mapear los "ha­los" de anomalías supuestamente relacionados a acu­mulaciones comerciales en el subsuelo. Este tipo de actividades fueron suspendidas a fines de 1982 al no rendir los frutos esperados, dado que los criterios geo­lógicos en que se fundamenta su interpretación son muy cuestionables, además de que las concentracio­nes medidas (PPM o PPB) pueden relacionarse a pro­ductos generados directamente en los suelos por or­ganismos vivos. Resalta el hecho de que los informes de "interpretación" presentados por las diversas com­

pañías fueron generalmente ambivalentes. También en estos años se realizaron mediciones gasométricas (Sniffer) en la Sonda de Campeche y Golfo de Cali­fornia. En éste último se encontraron anomalías cla­ramente alineadas a zonas de fracturamiento.

Para 1981, comienzan a desarrollarse trabajos de correlación roca-aceite e integración-interpretación geológico-geoquímica en base a recursos humanos y analíticos propios, con los que contaba el IMP, ya que los problemas económicos del país impidieron la ad­quisición de tecnología más avanzada, la capacitación de personal en el extranjero y la realización de análi­sis en laboratorios del exterior. En tales condiciones, Holguín (1981) y Holguín y Romero (1982) desarro­llan en la Plataforma Mesozoica de Córdoba y Cuenca Terciaria de Veracruz, estudios de correlación roca-aceite, que en este aspecto no fructificaron por lo ina­decuado e insuficiente del material existente. Sin em­bargo, al determinar el alto contenido orgánico y ma­durez incipiente de la materia orgánica (leñosa, prin­cipalmente) de las formaciones Depósito, Encanto y La Laja (Mioceno) dichos autores les otorgan un ca­rácter generador y consideran que estas unidades die­ron origen a los hidrocarburos, principalmente gaseo­sos, que se extraen de la columna terciaria (Fig. 7). Por otra parte, dado que las muestras analizadas del Cretácico se encuentran poco maduras y no presen­tan características de generadoras, sino de almacena-doras, suponen que los aceites que se extraen del Me­sozoico en la Plataforma de Córdoba tienen un ori­gen diferente, tal vez en rocas de la misma edad, pe­ro en facies laterales de ambientes sedimentarios re­ductores. Al no encontrar correlación aparente entre los aceites del Cretácico y productos del Terciario y por la marcada diferencia entre la producción aceiti-fera del Mesozoico y de gas y/o condensado en el Ce­nozoico, consideran dos fuentes de hidrocarburos: una propiamente del Terciario y otra del Mesozoico.

En 1983, Fuentes evalúa los datos de gasometría obtenidos de suelos en el área de 22 estructuras anti­clinales de la Plataforma de Córdoba, complementán­dolos con información geológica y geofísica y conclu­ye que de ellas sólo "cuatro presentan interés econó­mico-petrolero". No obstante, observa que sus ano­malías de gases están relacionadas a las trazas de las fallas que limitan las estructuras y no se presentan "ha los" , situados verticalmente arriba de las cúpu­las anticlinales. Este trabajo fue el primer intento que

LA GEOdUIMICA DEL PETRÓLEO EN MEXICO 45

se hizo por interpretar la información de suelos en un contexto geológico-geoquímico.

Fig. 7. — Configuración del porcentaje de carbono orgànico de rocas del Mioceno. Cuenca de Veracruz (Holguín у Romero, 1981, 1982).

Posteriormente, Vera (1984) integra datos de la parte occidental de la Plataforma de Córdoba y orien­tal de la Cuenca de Zongolica, concluyendo que la Formación Tepexiloda del Jurásico Superior (Tito­niano) "presenta características favorables" como ge­neradora aunque alcanza actualmente un alto grado de transformación térmica (Ro = 2). Si esto es cierto, y esta unidad o sus equivalentes continúan hacia el Este por debajo de la Plataforma de Córdoba y Cuen­ca Terciaria de Veracruz, es posible que el Jurásico Superior sea generador, al menos de los aceites del Mesozoico ya mencionados, donde esta unidad prác­ticamente no ha sido alcanzada por la barrena.

mico de tres pozos exploratorios, concluyendo que exis­ten rocas con potencial generador sólo en el Mioceno Superior, aunque en condiciones de inmadurez, debi­do al bajo gradiente geotérmico (15°C/km) y a la poca profundidad de sepultamiento («;2,000 m), lo que im­pidió que alcanzciran temperaturas suficientes para ma­durar. Consideraron que la temperatura de madura­ción de las rocas del Mioceno debía ser, por lo menos, de 85°C, es decir, tomaron en cuenta la juventud de las mismas y una temperatura superior a los 60°C nor­malmente establecidos para el inicio de la generación en rocas más antiguas (Fig. 8). Es interesante ver que en este trabajo se involucran a la vez conceptos de tiem­po y temperatura en la generación de hidrocarburos.

PROF. ( Km )

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G R A F I C A DE S E P U L T A M I E N T O

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G R A F I C A DE S E P U L T A M I E N T O

D E L M I O C E N O S U P E R I O R (PROMEDIOI

G G = l 5 ° C / K m .

T E M P . ( ° C ) 15

Fig. 8. - Gráfica de sepultamiento de los intervalos potencialmente genera­dores y profundidad mínima de generación. Cuenca Salina Cruz (Pedraz­zini et al, 1981).

En el Golfo de Tehuantepec, Pedrazzini y colabo­radores (1981 y 1982) elaboraron un estudio geoquí-

Bertrand y colaboradores (1982) analizaron 28 acei­tes de la Sonda de Campeche y uno del Campo Refor-

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ma (Chiapas-Tabasco), habiendo diferenciado cinco ti­pos, cuya gravedad API aumenta hacia el SW. Con­cluyen, que tal incremento se debe a la mayor profun­didad del yacimiento en el SW. Consideran, además, que el origen de estos aceites es el mismo y sus diferen­cias están relacionadas a su grado de evolución. En­cuentran, de acuerdo a las relaciones P + F/C17 -i- C18, que "no existen casos de degradación" bacteriana.

Más tarde, Holguín y Romero (1983) estudian nú­cleos de esa misma área marina y determinan que las mejores rocas generadoras corresponden a "carbona­tos arcillosos depositados en ambientes de cuenca du­rante el Tithoniano y cortados por los pozos Chac-1 y 2 y Nohoch-1 " . Conjeturan una migración prepon­derantemente vertical de dichas rocas hacia las dolo­mías del Cretácico, ya que pudieron detectar cierta relación entre los extractos del Tithoniano y los acei­tes del Cretácico Superior-Paleoceno del Complejo Cantaren (brechas). Finalmente, indican que un nú­cleo del Mioceno Superior mostró características re­gulares de generación, aunque en condiciones de in­madurez.

Como continuación de estos estudios, en la Cuen­ca de Macuspana, Romero y Holguín (1984a) anadi-zaron aceites y condensados del Terciario y definie­ron dos grupos con grados diferentes de madurez, su­poniendo que por migración diferencial se acomoda­ron los productos más ligeros en las partes someras. Posteriormente, dichos autores, en la Cuenca Salina del Istmo, determinan que las facies de mar abierto del Tithoniano y Cretácico Superior "tienen carac­terísticas de haber generado hidrocarburos en canti­dades de interés comercial", consideran que "todos los aceites estudiados comparten un mismo origen": las rocas del Titoniano. Suponen que los diferentes grados de evolución alcanzados por los aceites se de­ben a la madurez de sus rocas generadoras y a la dis­tancia de la migración secundaria, la cual ocurrió a través de fallas y fracturas de origen laramídico y/o Cascadiano o por el efecto de intrusiones salinas (Ro­mero y Holguín, 1984b).

En 1987, Cal y Mayor hace una reevaluación de la información geoquímica del Jurásico Superior de la Sonda de Campeche y corrobora la importancia del Titoniano como generador, aunque sin restar impor­tancia a las rocas del Kimmeridgiano y Oxfordiano.

En base a su análisis, logra jerarquizar a las estruc­turas de esta área, en función de sus posibilidades de contener hidrocarburos, a fin de enfocar la explora­ción hacia las estructuras con mayores probabilida­des de éxito.

Finalmente, para el sureste de México, Holguín (1987) evalúa la información geoquímica de pozos de las áreas productoras del Sureste de México y, a fal­ta de datos de Ro y por lo subjetivo del lAT, se apo­ya con gráficas de historia de sepultamiento y cálcu­lo del índice Tiempo Temperatura ( ITT) . Conside­ra al Tithoniano como generador regional de los hi­drocarburos que de aquí se extraen y al Mioceno co­mo generador potencial. Determina en tiempo y es­pacio los focos de generación y, en base a la excelen­te correlación entre el I T T y la gravedad API de los aceites, apoya la utilidad del método de Lopatin, mo­difica el ITT para el inicio de la generación, a la vez que delimita las áreas con menor y mayor atractivo petrolero. El encontrar que la densidad de los aceites del Cretácico y Jurásico Superior está en íntima re­lación con el grado de transformación térmica (ITT) de las rocas generadoras del Tithoniano, le permite predecir la densidad de los aceites a localizar en futu­ras perforaciones.

En la Cuenca Tampico-Misantla, durante 1985, Romero y colaboradores desarrollan dos prospectos de interpretación geoquímica, con el objeto de bus­car correlación entre los aceites y sus rocas genera­doras. De estos estudios establecen que las rocas del Kimmeridgiano y Tithoniano (formaciones Tamán y Pimienta) en el área Ebano-Altamira-La Laja pre­sentan características generadoras, y las correlacio­nan con los aceites que muestran entre sí un origen común, de acuerdo a los datos de espectrometría de masa. Encuentran evidencias de biodegradación en los yacimientos que se encuentran a menos de 800 me­tros de profundidad, lo que a su vez coincide con las partes altas del basamento. En base a curvas de se­pultamiento e ITT , calcularon el inicio de la genera­ción entre el Oligoceno y el Mioceno Temprano. Pa­ra el área del Paleocanal de Chicontepec, analizan aceites del Terciario y Cretácico y rocas del Meso­zoico y Cenozoico, detectando a las formaciones Ta­mán y Pimienta del Jurásico Superior con "capaci­dad de generación regular y un grado de madurez que corresponde al final de la fase principal de generación de hidrocarburos líquidos". Finalmente, proponen "un

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origen común para todos los aceites estudiados" y con­sideran que las rocas del Kimmeridgiano (Formación Tamán) y Tithoniano (Formación Pimienta) contri­buyeron a la generación de los aceites (Fig. 9).

AfH iM diilribuciun <)• loi OCWIM Muaitra d« toca

Fig. 9. — Comparación entre las composiciones de la fracción de nafténi-

cos de rocas del Jurásico Superior y aceites de la Cuenca Tampico-Misantla

(Romero et ai, 1985).

Es importante resaltar que en ese par de trabajos se utilizó espectrometría de masas realizada por pri­mera vez en México, en laboratorios del IMP, méto­do analítico que permitió con mayor grado de con­fiabilidad correlacionar a los aceites y rocas de estas áreas, en base a hidrocarburos nafténicos.

Más tarde, Guzmán (1986) integra y complemen­ta la información de los dos prospectos antes mencio­nados y prácticamente confirma los postulados de Ro­mero y colaboradores (1985).

Para 1986, Romero y Hernández, en base a aná­lisis de aceites y núcleos de pozos perforados en el área fronteriza de Piedras Negras-Presa Falcon, definie­ron como las más importantes rocas generadoras a las formaciones La Casita y Pimienta del Jurásico Su­perior y a La Peña del Aptiano Superior, las que, a pesar de su alto contenido orgánico y material de bue­na calidad (algáceo) se encuentran, actualmente, en condiciones de alteración térmica severa. Detectan dos tipos diferentes de aceites y suponen que las forma­ciones Pimienta y La Peña podrían haber participa­do en la generación de los aceites de los Campos Ti­grillo, Monterrey y Cano, al SE de su área de estudio.

En 1983, Pemex creó la Superintendencia Gene­ral de Geoquímica y Laboratorios y a partir de ese año inició trabajos de integración e interpretación, con personal propio, aunque con el apoyo analítico del

IMP. Entre este tipo de trabajos se encuentran los de Fuentes (1983) y Holguín (1987), ya citados, además de los que a continuación mencionaremos.

En la Provincia de Chihuahua (Cuenca de Chihua­hua, Mar Mexicano y Plataforma de Coahuila), Li­món (1986), en base a datos analíticos obtenidos por el IMP y algunas compañías extranjeras, y comple­mentando el material con cálculos de I T T en pozos de esta región, considera a las rocas del Tithoniano y Aptiano en sus facies profundas como las de mayor contenido orgánico, aunque están en condiciones avanzadas de madurez; por lo que podría esperarse de esta localidad predominantemente gas, dado que las primeras habrían ingresado y rebasado la fase prin­cipal de generación del petróleo antes de la formación de las trampas, mientras que las segundas se encuen­tran en la ventana del petróleo desde hace 80 ma (Cre­tácico Superior). Concluye que la parte más atracti­va para la localización de hidrocarburos corresponde al Mar Mexicano en el flanco Occidental de la Plata­forma de Coahuila en "aquellos bloques que hayan alcanzado o se encuentren dentro de la ventana de generación de petróleo".

En 1985, Tejeda y Bernal elaboraron una inter­pretación geológico-geoquímica de la Cuenca de Jalisco-Colima en base a muestras de roca de pozos y afloramientos analizadas por Geochem e IMP. En­contraron que las formaciones Alberca y Madrid del Cretácico Inferior y Medio, respectivamente, en sus facies arcillo-calcáreas, presentan características ge­neradoras. Sin embargo, su potencial se ve afectado por la continua actividad magmàtica que permitió la interestratificación de sedimentos vulcanoclásticos en ella. Consideran a la parte oriental del área con un potencial importante por no presentar deformaciones intensas, lo que a su vez permite que las rocas gene­radoras se encuentren en condiciones de madurez.

Clara y Ortega (1985), apoyándose en información de Sunmark y con datos nuevos generados en el IMP para el Prospecto Mal Paso, al occidente de la Sierra de Chiapas (Veracruz-Oaxaca-Tabasco), encuentran muestras con potencial generador en las siguientes for­maciones jurásicas: El Plátano, constituida por luti­tas bituminosas, la cucd presenta valores ídtos de car­bono orgánico ( > 3 % ) aunque su distribución es li­mitada; Caliza Uzpanapa, Margas El Edén y Forma­ción Victoria, constituidas por carbonatos arcillosos

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de baja energía de plataforma externa con valores de 0.5 a 3 % de CO, siendo variables sus condiciones tér­micas desde el umbral de generación a la metagene­sis según la localidad. De acuerdo al bajo gradiente geotérmico (18°C/km) y al cálculo del ITT conside­ran que las rocas del Jurásico Superior ingresaron a la ventana del petróleo durante el Oligoceno.

Clara (1986), en la Paleopenínsula de Oaxaca (pro­vincia geológica de la Sierra Madre del Sur), consi­dera como propicias para la generación de hidrocar­buros a las rocas de la Formación Jaltepetongo del Cretácico Inferior, las cuales podrían haber alcanza­do el umbral de generación en el Eoceno Medio. No obstante, cataloga a esta localidad con poco atractivo económico petrolero por la aparente carencia de se­llos y la presencia de rocas ígneas intrusivas y extru-sivas, aun cuando recomienda estudios más detalla­dos que pudieran confirmar o modificar sus postula­dos.

Villanueva (1987), para los límites de las provin­cias geológicas de Zongolica y del Papaloapan, con­sidera generadoras entre las rocas aflorantes a las de las formaciones "Matzitzi (Paleozoico), Todos San­tos (Triásico Jurásico) en sus facies más profundas, Atoyac (Cretácico Superior) y Chicontepec (Paleoce­no)" . Entre las de subsuelo define generadoras a muestras de las "formaciones Tepexilotla, en sus fa­cies más profundas y San Pedro del Jurásico Supe­rior, Xonamanca (Cretácico Inferior) y Orizaba (Cre­tácico medio)", las que, además, se encuentran en la fase principal de generación del petróleo. Caracte­riza también a algunos horizontes del Mioceno, Eoce­no y Oligoceno como potencialmente generadores y hace notar el bajo gradiente geotérmico que predo­mina en el área (16.4°C/km).

RESULTADOS ALCANZADOS

Mucho es lo que se ha logrado con la información geoquímica y la capacidad analítica e interpretativa con que se cuenta actualmente, pero poco es lo que se ha hecho si consideramos todo lo que sería posible alcanzar con mayor avance tecnológico y más capa­citación. La dispersión de la información y lo hetero­géneo de la misma no permiten aún conocer a fondo nuestras cuencas en cuanto a calidad, cantidad y dis­tribución de la materia orgánica se refiere. Además, la variedad de análisis con que contamos es todavía

insuficiente para evaluar adecuadamente el potencial petrolero de nuestras cuencas sedimentarias.

La geoquímica en México se encuentra en una eta­pa inicial, en la que apenas se están reconociendo al­gunas rocas generadoras y las condiciones térmicas que han alcanzado. Se han correlacionado algunos pe­tróleos con sus rocas madre, pero con métodos que aún requieren comprobación; se han evaluado regio­nalmente algunas áreas y se ha incursionado en la in­terpretación de las posibles vías de migración y en la predicción del tipo de productos que pueden esperarse bajo distintas condiciones de profundidad y tempe­ratura. No obstante, mucho de lo que se ha dicho es­crito cae todavía en el terreno de lo empírico, por lo que se requiere alcanzar esferas todavía más cien­tíficas.

RECOMENDACIONES

Primeramente, es conveniente continuaír con la eva­luación a nivel nacional de toda la información geo­química con que se cuenta actualmente y, al mismo tiempo, continuar con el muestreo sistemático y aná­lisis básicos sobre todo de rocas de pozos explorato­rios, ya que la información que de ellos no se obten­ga durante la perforación, será prácticamente irrecu­perable.

Se pretende contar con parámetros que permitan determinar las condiciones de depósito y conservación (o destrucción) de la materia orgánica; las paleotem-peraturas imperantes y sus variaciones en el tiempo geológico; la posición en tiempo y espacio de los fo­cos de generación; las vías de migración utilizadas por los fluidos y, finalmente, las zonas más propicias pa­ra la acumulación de petróleo y/o gas en una cuenca sedimentaria.

La adquisición de tecnología sofisticada es un fac­tor de suma importancia para avanzar en el aspecto analítico, pero la necesidad de personal capacitado y actualizado que pueda evaluar libremente los resul­tados obtenidos de tai tecnología y que, además, sea capaz de interpretarla en el contexto geológico, es to­davía más necesario, por lo que Pemex e IMP se de­ben plantear como objetivos ambas alternativas.

Para poder confirmar o ratificar los postulados hasta ahora establecidos y alcanzar metas más específicas,

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se hace necesario contar lo antes posible con espec­trómetros de masa que permitan hacer estudios iso­tópicos y de biomarcadores, además de los análisis tra­dicionales con que ya se cuenta.

El manejo de todo el cúmulo de información que ya existe, exige bancos de datos computarizados, los cuales están avanzados, pero que requirirán progra­mas de procesamiento que faciliten la integración e interpretación de los resultados geoquímicos. Tam­bién es necesario desarrollar o adquirir modelos ma­temáticos que coadyuven a la reconstrucción de los eventos geológicos acaecidos en una cuenca sedimen­taria y su relación con la generación, migración, acu­mulación y conservación del petróleo. Todo esto con el firme objetivo de que la geoquímica participe acti­vamente a la par de las disciplinas tradicionales de geología y geofísica, lo que permitirá delimitar las áreas con mayores perspectivas de contener hidrocar­buros, lo que redundará en la disminución de los cos­tos y riesgos de exploración.

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Geochem Lab. Inc. , 1980, Estudio de Correlación entre Aceite Crudo y Rocas Generadoréis de Hidrocarburos. Area Tampico , México: para Pemex (Inédito).

López, S . L . C . , López, L . R . , Tavares , T . C . , 1988, Evaluación del Po­tencial Petrolero de las Estructuras: Arrastradero, Arroyo Pantano y Puerto Ceiba, Localizadas en el Distrito de Comalcalco, Tab. : IPN, ESIA, Tesis Profesional, 196 p.

Rodríguez , A . M . , 1950, Los Problemas de la Exploración Petrolera en México: Bol. Asoc . М е х . de Geó logos Petroleros, Vol . II, num. 4, p. 231-243.

Rodríguez, J . L . В . , Pérez, O . J . A . , 1986, Estudio Palinoestratigráfico de las Rocas del Triásico-Jurásico Inferior y M e d i o en el Borde Orien­tal de la Plataforma Valles , San Luis Potosí: Inst. М е х . del Petróleo, Proyecto C-3019 , 34 p. (Inédito) .

Sutton, C h . , 1979, Organic Geochemistry of Reforma Crude Oil, Me­xico and Comparison with Rube l santo Crude Oil , Guatemala: Ci­ties Service C o m p a n y , 3 p. ( Inédito) .

Trabajo presentado en el S i m p o s i u m de Exploración Petrolera. Méxi­co, D . F . , julio de 1988.

Manuscrito recibido por la Asociación: Agosto 2, 1990.

Manuscrito revisado y recibido: Septiembre 30 , 1990.

Manuscrito aceptado: N o v i e m b r e 26, 1990.

^55^ ASOCIACIÓN MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS ^ ^ ^ Í ¿ = ) A P A R T A D O P O S T A L 57275 • 06500, M E X I C O , D . F .

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Innpreso en la Subdirección General de Capacitación

y Desarrollo Profesional del

I n s t i t u t o M e x i c a n o d e l P e t r ó l e o División Editorial

En esta edición intervinieron:

Editor: Rodolfo Malpica Cruz

Coordinadora: Ma. del Carmen Rosales Domínguez

D i s e ñ o : Esteban Cortés Salinas

Tipografía y formato: Lucia Órnelas García

SUGERENCIAS ADICIONALES

Idioma: Los idiomas aceptados para publicar en el Boletín son: el español y el inglés.

Título: El título debe ser claro, no muy extenso y deberá reflejar concisamente el contenido del trabajo en cuestión.

Nombre del autor o autores: El nombre del autor o autores debe ser completo, sin abreviaciones.

Resumen: Tanto el resumen en español como en inglés no deben de exceder de 400 palabras cada uno. Deberán contener el propósito y conclusiones significativas de la investigación. No deben de incluirse en él citas bibliográficas.

Texto: El texto debe de estar escrito claramente. De ser posible, deben evitarse al máximo los anglicismos; en caso necesario, éstos deben de escribirse con letra cursiva o entre comillas.

Las citas bibliográficas dentro del texto deberán citarse de acuerdo al caso en cuestión; p. ej.: 1) al inicio de una oración: Gómez (1984) propone un modelo . . . ; 2) Dentro de la oración: por lo que Gómez (1984) propone un modelo . . . ; 3) Al final de la oración: lo que concuerda con el mode­lo propuesto por otros autores (Gómez, 1984; Sánchez, 1989).

Las figuras y tablas señaladas en el texto deben mencionarse en estricto orden cronológico para que puedan ser intercaladas adecuadamente en el texto.

Referencias: Deben incluir únicamente todas y cada una de las citas mencionadas en el texto. Las referencias deberán mencionarse en estricto orden alfabético. A continuación se dan tres ejemplos:

Coney, P.J., 1983, Un Modelo Tectónico de México y sus Relaciones con América del Norte, Améri­ca del Sur y El Caribe: Revista del Instituto Mexicano del Petróleo, Vol. XV, No. 1, p. 6-15.

Doming, K.J., 1987, The Organic Palaeontology of Palaeozoic Carbonate Environments/п Hart, M.B. (ed.), Micropalaentology of Carbonate Environments: Ellis Horwood Limited, England, p. 256-265.

Loebiich, Jr., A.R. and Tappan, H., 1988, Foraminiferal Genera and their Classification: Van Nos-trand Reinhold, New York, 970 p.

Figuras у Tablas: Deberán presentarse a tamaño carta, dejando un margen de 2.5 cm tanto en la parte inferior como superior de la hoja, y de 2 cm en los lados derecho e izquierdo de la misma.

En las figuras, el nombre de las mismas y su explicación deberán escribirse en la parte inferior, precedido del número arábigo correspondiente. La explicación debe indicar en forma clara el motivo de la ilustración; asimismo, explicar el significado de todos los símbolos utilizados en ella y contener, en el caso necesario, una escala gráfica.

En el caso de las tablas, la leyenda debe ir en la parte superior, precedida del número correspondiente.

Las figuras y tablas que sean reproducciones de trabajos previos deberán contener la cita de la fuente original, la cual deberá ser, asimismo, incluida en las referencias.

Si dentro de las ilustraciones se encuentra un mapa o cualquier otra figura que por sus característi­cas no presente el formato del tamaño carta requerido, ésta podrá ser enviada para su reproducción fiel.

De existir material fotográfico, éste deberá presentarse preferentemente en blanco y negro, en papel de impresión de buena calidad.

Los trabajos que no cumplan con estos requisitos mínimos de edición serán regresados al autor para que realice los cambios pertinentes.

La AMGP proporcionará gratuitamente al autor 15 sobretiros de cada artículo publicado.

INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO ,

Fotomicroscopio de polarización de luz reflejada

ESTUDIOS ÓPTICOS DE REFLECTANCIA DE VITRINITA \