Otras Aportaciones Importantes

Otras Aportaciones Importantes Cráter de Chicxulub

Al inicio de la década de 1980, Pemex desarrollaba estudios de magnetometría aérea en diversos estados de la República Mexicana. Cuando, en esa época, los ingenieros Antonio Camargo Zanoguera y Glen T. Penfield visualizaron el mapa obtenido en la porción norte de la Península de Yucatán, se sorprendieron al identificar una anomalía de forma circular de aproximadamente 170 km de diámetro interno y se preguntaron qué cuerpo geológico podría estarla generando. Pemex ya disponía de mapas gravimétricos del área, al observarlos notaron que la anomalía circular era todavía más evidente.

Por ese entonces, Luis y Walter Álvarez, y sus colaboradores, habían publicado en la Revista Science una hipótesis que proponía que las extinciones masivas ocurridas en el límite Cretácico-Terciario, habían sido generadas por el impacto de un cuerpo celeste sobre la Tierra y que el polvo resultante del impacto se dispersó en la atmosfera impidiendo el paso de los rayos solares, lo que provocó que los seres vivos no tuvieran alimento y se extinguieran.

Con esta información en mente, los ingenieros Camargo y Penfield propusieron que la gran anomalía gravimétrica y magnetométrica referida, la generaba un posible cráter resultante de la zona de impacto meteorítico. Documentaron su propuesta y la presentaron en el 51 Congreso Internacional de la Society of Exploration Geophysicists, efectuado en 1981 en la ciudad de Los Ángeles, Cal., con el título “Definition of a Major Igneous Zone in the Central Yucatan Platform”.

En la Fig. 62 se presenta el mapa de ubicación del cráter de impacto, al que denominaron Chicxulub, debido a que aproximadamente al centro del mismo se encuentra ese poblado.

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Fig. 62. Mapa de ubicación del Cráter de Chicxulub. Camargo Zanoguera, Antonio y Suárez Reynoso Gerardo (1994).

En la Fig. 63 y 64 se presentan los mapas de anomalía de Bouguer y el magnetométrico. En ellos se observan con claridad las anomalías de forma circular que producen la estructura del cráter. En el primero, el máximo gradiente gravimétrico, marca el límite del mismo. En el segundo, la anomalía central alcanza más de 1,000 gamas.

Fig. 63. Mapa de anomalía de Bouguer del Cráter de Chicxulub. Camargo Zanoguera, Antonio y Suárez Reynoso Gerardo (1994).

Fig. 64. Mapa de intensidad magnética total del Cráter de Chicxulub. Camargo Zanoguera, Antonio y Suárez Reynoso Gerardo (1994).

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La hipótesis del cráter generó gran inquietud en el medio científico y propició que varias instituciones nacionales e internacionales realizaran trabajos geofísicos y de perforación de pozos de investigación, con el objetivo de comprobarla. En 1994, los geofísicos Antonio Camargo Zanoguera y Gerardo Suárez Reynoso publicaron en el Boletín de la AMGE un artículo denominado “Evidencia Sísmica del Cráter de Impacto de Chicxulub”, todas las figuras que aquí se presentan fueron tomadas del mismo. En él mencionan que “Como elementos que aportan evidencia adicional de la presencia del cráter y sus efectos posteriores, se han efectuado también otros trabajos que analizan los depósitos caóticos (tsunamitas) en afloramientos alrededor del Golfo de México y del Caribe; la geología de Yucatán; y el patrón regional de fracturas observado en imágenes de satélite que parece estar relacionado a la presencia del anillo de cenotes. Además, el subsuelo ha sido estudiado por medio de muestras de núcleos y registros de pozo en perforaciones hechas por PEMEX en el área”.

La aportación fundamental de este artículo es la evidencia que muestran dos perfiles sísmicos multicanal, obtenidos por PEMEX en 1992 y su interpretación. Con ellos se demuestra con claridad la existencia de una cuenca casi circular, correspondiente al cráter. Los perfiles se denominaron D92RP001 y D92RP002, con una longitud de 192 y 224 km, respectivamente. La ubicación de ellos puede observarse en la Fig. 63. La Fig. 65 presenta el primero de ellos en una versión comprimida con filtro de baja frecuencia y su interpretación en la Fig.66.

Fig. 66. Interpretación de la línea sísmica D92RP001. Camargo Zanoguera, Antonio y Suárez Reynoso Gerardo (1994).

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Fig. 65. Línea sísmica D92RP001, versión comprimida con filtro de baja frecuencia. Camargo Zanoguera, Antonio y Suárez Reynoso Gerardo (1994).

En el artículo de referencia se anotan las siguientes conclusiones seleccionadas: “El modelo del cráter que resulta de esta interpretación es el que se muestra en la” Fig.67.

Fig.67. Modelo del Cráter de Chicxulub resultante de la interpretación, ubicado a lo largo del diámetro E-W del Cráter. Camargo Zanoguera, Antonio y Suárez Reynoso Gerardo (1994).

Continuando, “la depresión que se llena de roca Terciaria resulta ligeramente asimétrica y de aproximadamente 170 km de diámetro”.

“Hacia el centro, si persiste la integridad de los bloques, el Cretácico Inferior se profundizaría hasta 7 km, cuando fuera del cráter, en la región occidental se encuentra a 2,500 m. Alternativamente, el efecto del impacto puede haber causado la disrupción y brechamiento de toda la porción profunda de la sección sedimentaria cercana al punto de impacto, por lo que el Cretácico podría no ser reconocible en estos bloques. De ser así, los reflejos aislados que se observan cayendo escalonadamente hacia el centro del cráter podrían ser reflejos sísmicos de la corteza inferior que fue localmente levantada. El Cretácico Superior y el Inferior adelgazan hacia el oriente, por lo que en el margen oriental del cráter el basamento es probablemente más somero. La intrusión ígnea se define en sus dimensiones aproximadas mediante la magnetometría y la gravimetría”.

“La presencia de la estructura hacia el norte había sido puesta en duda con base en los datos gravimétricos. Sin embargo, los perfiles sísmicos presentados aquí muestran claramente la presencia del cráter en el mar”.

Estudios posteriores complementaron estas aportaciones de los geofísicos aquí mencionados y confirmaron que, efectivamente, en el área norte de la península de Yucatán ocurrió un impacto meteorítico que produjo el Cráter de Chicxulub. Sin duda, una aportación importante de la comunidad geofísica a la ciencia.

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Campo Gaucho

El Campo Gaucho se encuentra aproximadamente a 72.5 kilómetros al sursuroeste de la Ciudad de Villahermosa, Tab. (Fig. 68).

Fig. 68. Mapa de ubicación del Campo Gaucho. Pemex-Exploración y Producción. Programa Estratégico de Gas-CDGL (2002).

El descubrimiento del campo ocurrió en el año 1987 con la perforación del pozo exploratorio Gaucho-1, productor en un intervalo de rocas del Turoniano en el Cretácico Superior, con una producción inicial de 1,050 BD de aceite y 2 MMPCD de gas, posteriormente se perforaron los pozos de desarrollo Gaucho-11 y 22, el primero de ellos fue productor de aceite y gas en un intervalo estratigráfico diferente al del pozo descubridor (Maastrichtiano), e invadido de agua salada en el intervalo del Turoniano, el segundo improductivo. Estos resultados desmotivaron el desarrollo y explotación del campo, por lo que se adquirió el cubo sísmico denominado “Ampliación Secadero” (Fig.68), con el propósito de que la interpretación de tal información contribuyera a desarrollar el campo y, adicionalmente, se detectaran nuevas oportunidades exploratorias en el área. No obstante, aún con ello, los esquemas de desarrollo propuestos se basaron únicamente en el comportamiento estructural de las rocas productoras. Inclusive, una compañía extranjera realizó un estudio de caracterización del yacimiento, sin entregar resultados positivos que contribuyeran al desarrollo del campo.

A inicios del 2002, durante una comisión del autor a las oficinas del Activo de Exploración Macuspana en Belem, Tab., para revisión técnica de localizaciones exploratorias en proceso, al finalizar la misma, el Ing. Juan Manuel Ham Wong (QEPD) se acercó para solicitarme le diera un vistazo y mi opinión de un modelo sedimentológico de las plataformas del Cretácico Medio en proceso de elaboración, por cierto, técnicamente bien construido, por curiosidad pregunté por los resultados de los Pozos Gaucho, que eran parte integrante del modelo y la razón por la que no se había desarrollado el campo. Al analizar las secciones sísmicas que pasan por los pozos e identificar los reflejos correspondientes al intervalo productor en el Pozo Gaucho-1, observamos que correspondía a un evento sísmico de alta amplitud, el cual no estaba presente o se mostraba atenuado en las secciones e intervalos correspondientes a los Pozos Gaucho-22 y 11, y asumimos que esa era la razón por la que no habían resultado productores.

Al analizar los registros geofísicos de los pozos nos dimos cuenta que en el Pozo Gaucho-1, el intervalo productor correspondía con un cuerpo de baja densidad, embebido en rocas carbonatadas de mayor densidad, lo que generaba el reflejo de alta amplitud en esa zona. Los registros geofísicos del Pozo Gaucho-11 mostraban este

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cuerpo de baja densidad con espesor delgado y el 22 no lo tenía, por lo que no resultaron productores. En ese entonces comenté que la trampa del yacimiento en el Pozo Gaucho-1 era de tipo combinado, es decir, estructural y componente estratigráfico y que si se realizaba un estudio de extracción de atributos sísmicos e inversión sísmica, era probable caracterizar el yacimiento.

Con esta idea, el autor convenció al Director Ejecutivo del Programa Estratégico de Gas (PEG) y al Administrador del Activo de Producción Muspac, ambos de Pemex-Exploración y Producción (PEP), para efectuar un estudio de interpretación sísmica para la caracterización inicial del yacimiento del Turoniano en el Campo Gaucho, con el propósito de generar las localizaciones para el desarrollo del mismo. Se presenta parte del proceso, realizado en el Centro de Generación de Localizaciones (CDGL), “sección Apoyo a Activos de Producción”, coordinado por el Ing. Juan Antonio Galicia Cortés (QEPD) y supervisado y dirigido por el autor, y los resultados del estudio.

Para efectos del estudio, el intervalo que produce en el Pozo Gaucho–1 se denominó Zona “A”. En este pozo tiene un espesor neto poroso de 62 metros y muestra valores altos de porosidad. Este estrato también fue cortado por el Pozo Gaucho-11 pero en él disminuye el espesor neto poroso, en el Pozo Gaucho-22 está ausente. La correlación de la cima del Cretácico Superior se muestra en la Fig. 69.

Fig. 69. Correlación del Cretácico Superior en los pozos Gaucho-22, 11 y 1. Pemex-Exploración y Producción. Programa Estratégico de Gas-CDGL (2002).

A la par, el Dr. Andrew Horbury fue contratado para realizar un estudio sedimentológico de las rocas del Cretácico Superior en los núcleos y muestras de canal disponibles de los tres pozos, con él se determinó que los depósitos del Cretácico Superior en el Pozo Gaucho-1 fueron hechos “in situ” en aguas someras, y que corresponden a bancos carbonatados de alta energía, lo que originó zonas con muy buena porosidad.

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También, que las áreas adyacentes al Campo Gaucho por lo general son bancos de rudistas, estos bancos se encuentran interestratificados con facies de aguas profundas, que normalmente corresponden con rocas compactas, por esta razón se pueden observar buenos contrastes de velocidad entre las rocas compactas (densidad alta), y las porosas (densidad baja), logrando generar buenos reflectores en la información sísmica.

Se elaboraron los sismogramas sintéticos para los Pozos Gaucho-1 y 11. Los pozos no cuentan con el registro sónico en su columna terciaria, únicamente a partir de la cima del Cretácico Superior. Por lo que se generaron registros “pseudosónicos” mediante los registros DLL e ILD disponibles a lo largo de todo el pozo y se compararon con los registros sónicos verdaderos obtenidos en la columna cretácica. Posteriormente, el registro compuesto fue calibrado con datos de VSP y de tiro de pozo (“checkshot”), así se generó el sismograma sintético el cuál se ajustó con los datos sísmicos 3D. Estos sismogramas sintéticos ajustaron bien con el intervalo de interés, (Fig. 70).

Fig. 70. Sismograma sintético del Pozo Gaucho-1. Pemex-Exploración y Producción. Programa Estratégico de Gas-CDGL (2002).

La Fig. 71 es una línea sísmica arbitraria entre los Pozos Gaucho 11 y 1, en donde se observa la buena calibración lograda entre el sismograma sintético y los eventos sísmicos de la zona “A”.

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La Fig. 72 es un mapa estructural en tiempo de reflejo sísmico de la Zona “A”. Se identificaron dos grandes fallas en el campo, al este ocurre una falla normal de gran salto que constituye un límite estructural del bloque alto, la otra es una falla de desplazamiento lateral que se ubica en la porción norte de la estructura del campo. Existen algunas fallas pequeñas en el área, éstas pueden formar bloques individuales o compartimentos.

Fig. 71. Línea sísmica arbitraria entre los Pozos Gaucho 11 y 1. Pemex-Exploración y Producción. Programa Estratégico de GasCDGL (2002).

Fig. 72. Mapa estructural en tiempo de reflejo sísmico de la Zona “A” en el Campo Gaucho. Pemex-Exploración y Producción. Programa Estratégico de Gas-CDGL (2002).

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Por medio de la obtención de atributos sísmicos se determinaron las zonas con mejor distribución de porosidad dentro de la Zona “A”. La interpretación de los atributos sísmicos, se realizó tomando en consideración el modelo sedimentológico. Esto permitió afirmar que en las zonas en donde la amplitud del horizonte o la fuerza de la reflexión del intervalo sísmico comprendido entre la cima y la base de la Zona “A” cambien en la misma dirección, puede ser un indicador de que existe un estrato con buena porosidad, es decir, la amplitud alta es un indicador de que existe buena porosidad, en tanto que la baja indicaría menor porosidad. La Fig. 73 es el mapa resultante de la extracción del atributo de amplitud RMS en el intervalo de la Zona “A”. Se interpreta que cualquier pozo ubicado en las áreas de color anaranjado, rojo, azul oscuro, y gris oscuro cortaría rocas de buena a muy buena porosidad, este último color representaría la zona de mejor porosidad.

Posteriormente, se efectuó la conversión a profundidad de los horizontes interpretados para obtener sus mapas estructurales. La Fig. 74 muestra el mapa estructural en profundidad de la cima de la Zona “A”. Como se mencionó, es una estructura anticlinal afectada por una falla normal de gran salto en su flanco este, la cual contribuye al cierre estructural y una falla de desplazamiento lateral en el norte.

Fig. 73. Mapa de distribución del atributo sísmico amplitud RMS en el intervalo de la Zona “A” en el Campo Gaucho. PemexExploración y Producción. Programa Estratégico de GasCDGL (2002).

Fig. 74. Mapa estructural en profundidad de la cima de la Zona “A” en el Campo Gaucho. Pemex-Exploración y Producción. Programa Estratégico de Gas-CDGL (2002).

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Asumiendo que la distribución de las rocas con muy buena porosidad correspondía con la distribución de la anomalía de amplitud y desplegando esta última en el mapa estructural en profundidad, se propusieron 8 localizaciones para el desarrollo del campo, todas en mejor posición estructural que la cota en profundidad del Pozo Gaucho-11 ya que se consideró que era delimitador del yacimiento, porque cortó rocas del Turoniano con buena porosidad y resultó invadido de agua salada. La distribución espacial de las localizaciones se presenta en la Fig. 75. Adicionalmente, se propuso que la localización 35-8 se perforara hasta las rocas del Cretácico Medio para probar su potencial petrolero en mejor posición estructural que las penetradas por el Pozo Gaucho-1.

El estudio de caracterización se concluyó en Febrero de 2003, lo denominamos “Campo GAUCHO. Determinación de áreas con presencia de roca almacén de calidad y propuesta de localizaciones de desarrollo en el Campo Gaucho”, los resultados se presentaron y entregaron al personal del Activo, entre otros. Paralelamente se efectuó el estudio de inversión sísmica con apoyo de personal del Instituto Mexicano del Petróleo y de la Gerencia de Geociencias POROSIDADES DEL YACIMIENTO DEL TURONIANO EN EL Campo GAUCHO, OBTENIDO MEDIANTE LA INVERSIÓN SÍSMICA” con resultados muy similares a los que se obtuvieron en el CDGL.

El autor se jubiló de PEP en Junio de 2004 sin saber más del caso. Sin embargo, a finales del año 2006 fui contratado como asesor en la Coordinación de Prospectos y Caracterización Inicial del Activo Integral Macuspana, ubicado en Ciudad Pemex, Tab., y, en ese lugar tuve comunicación personal con el Ing. Carlos Mario Cabra Garduza,

Fig. 75. Mapa estructural con el atributo sísmico de amplitud RMS y la ubicación de las localizaciones para el desarrollo del Campo Gaucho. Pemex-Exploración y Producción. Programa Estratégico de GasCDGL (2002).

del PEG, entregaron un reporte que denominaron “MODELO DE

que había trabajado en el Activo de Producción Muspac y que estuvo presente en la presentación de los resultados del estudio del Campo Gaucho. Le pregunté si habían perforado las localizaciones para el desarrollo del campo que habíamos propuesto en el estudio y me contestó “todas ingeniero y todas resultaron productoras, incluyendo la 35-8, que resultó productora en el yacimiento del Turoniano y en las rocas del Km”.

La realización de este estudio fue importante, no tanto por la producción de hidrocarburos del campo, más bien, porque resultó exitoso y demostró la factibilidad de extraer atributos sísmicos, e incluso, inversión sísmica en rocas carbonatadas, siempre y cuando existan contrastes de densidad y porosidad entre ellas. Adicionalmente, permitió el desarrollo del Campo Gaucho, el cual había sido pospuesto durante más de 16 años por los resultados negativos de los Pozos Gaucho-11 y 22, adicionando así su producción de hidrocarburos al sistema.

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