Fisicoquímica de salmueras e hidrocarburos en cuencas petroleras y en depósitos minerales tipo Mississippi Valley y asociados, parte II

Resumen

En el presente trabajo
se utilizan datos procedentes del análisis de inclusiones fl uidas a
fi n 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 cálcicas 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 fl
uidos en inclusiones con salinidades entre 1 y 12 wt.% NaCl equiv. y
Th entre 70° y 160°C. Los mantos y brechas de fl uorita asociados al
tipo MVT presentan fl uidos 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 paleofl uidos 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° 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 paleofl uidos. 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.