Abstract

GONZALEZ-PARTIDA, Eduardo; CAMPRUBI, Antoni; CANET, Carles  and  GONZALEZ-SANCHEZ, Francisco. Fisicoquímica de salmueras e hidrocarburos en cuencas petroleras y en depósitos minerales tipo Mississippi Valley y asociados. Parte II: ejemplos de la Cuenca de Sabinas y la Cuenca del Sureste, México. Bol. Soc. Geol. Mex [online]. 2008, vol.60, n.1, pp.23-42. ISSN 1405-3322.

En el presente trabajo se utilizan datos procedentes del análisis de inclusiones fluidas a fin de caracterizar el papel de salmueras de cuenca en las cuencas de Sabinas y del Sureste en México, en las que dichas salmueras fueron responsables de la formación de depósitos tipo Mississippi Valley (MVT) y asociados, así como de la migración y acumulación de petróleo, respectivamente. Los depósitos MVT de Pb-Zn presentan salinidades entre 7 y 22 wt.% NaCl equiv. y Th entre 75° y 150°C. Los mantos de barita asociados al tipo MVT presentan salmueras cloruradas sódicas y calcicas con predominio de esta última, en un rango de 1 a 2 wt.% NaCl y de 8 a 24 wt.% CaCl₂, con Th entre 50° y 190°C. Los mantos de celestina asociados al tipo MVT presentan fluidos en inclusiones con salinidades entre 1 y 12 wt.% NaCl equiv. y Th entre 70° y 160°C. Los mantos y brechas de fluorita asociados al tipo MVT presentan fluidos acuosos en inclusiones con salinidades entre 6 y 14 wt.% NaCl equiv. y Th entre 50° y 170°C, e inclusiones de hidrocarburos con Th entre 45° y 90°C. Dichos hidrocarburos son generalmente de dos tipos: (1) con poca concentración de metano (>20% mol) y bajas Th (45° a 60°C), y (2) con concentraciones próximas al 30-40% mol de metano, con Th más altas (60° a 90°C). Las inclusiones de hidrocarburos que presentan una fase acuosa tienen una salinidad de 14 wt.% de NaCl equiv., presentan generalmente baja concentración de CO₂ y de azufre, y relaciones CH₂/CH₃ elevadas, lo que corresponde a alkanos de la cadena C₁₆ formados a presiones de 300 a 160 bar. En la Cuenca del Sureste, los paleofluidos más precoces relacionados a las rocas generadoras de petróleo presentan Th entre 55°C y 145°C, y salinidades entre 0.5 y 1 wt.% NaCl y entre 3 a 21 wt.% CaCl₂. Las inclusiones con hidrocarburos presentan Th entre 1 ^o y 87°C. Las salmueras acuosas presentan concentraciones altas en metano, formadas a presiones ~1200 bar, sugiriendo que las rocas estaban sobrepresurizadas en el momento de la circulación de los paleofluidos. En la etapa de migración se produjeron al menos cinco generaciones de dolomita y se pasó de un régimen litostático a uno hidrostático, a presiones entre 900 y 500 bar y temperaturas de 130° a 150°C, con salinidades entre 1.6 y 12 wt.% NaCl equiv. El llenado de los reservorios se produjo a temperaturas análogas por salmueras acuosas con salinidades entre 2 y 8 wt.% NaCl equiv., mientras que las inclusiones de hidrocarburos presentan una Th entre 40° y 100°C y representan el regreso a condiciones de presión hidrostática, entre 400 y 600 bar. La geoquímica de halógenos, tanto en yacimientos de hidrocarburos como en yacimientos tipo MVT, sugiere la intervención de aguas derivadas de evaporación de agua marina, que sobrepasaron el punto de precipitación de la halita, en equilibrio con procesos de dolomitización. Los valores de δ¹³C y δ¹⁸O en carbonatas de la Cuenca del Sureste presentan valores entre -5 y 2.8‰, y entre -10 y 1.9‰, respectivamente. Tales variaciones en el comportamiento isotópico de los carbonatas se deben principalmente a (1) la introducción de carbono orgánico en el fluido a partir del que se formó la dolomita, derivado de la oxidación del metano, y (2) a un bajo proceso de interacción agua/roca, teniendo la temperatura un papel muy secundario. Para los yacimientos tipo MVT, los valores de δ¹³C y δ¹⁸O se presentan en rangos entre -8 y 2.8‰, y entre -15 y -0.1‰, respectivamente. Estas composiciones se interpretan como debidas a mezclas entre aguas meteóricas y salmueras de cuenca calientes que provocaron la maduración de materia orgánica de la roca encajonante al momento del depósito de las menas.

Keywords : Cuenca de Sabinas; Cuenca del Sureste; México; petróleo; depósitos MVT; inclusiones fluidas; halógenos.

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