Estudio-petrografico-del-geiser-de-San-Jeronimo-Tamaln-Ver --un-indicador-de-la-actividad-del-sistema-petrolero-y-geotermal

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Gracias Dios mío por todo lo que me has brindado, permitirme alcanzar esta meta y 
especialmente por darme la oportunidad de volver a nacer y aprovechar cada instante de 
esta nueva vida! 
Dedico este trabajo: 
A mi Padre Mauro, por tu apoyo a lo largo de toda mi vida, por brindarme tus muy sabios 
consejos, por ser un ejemplo de responsabilidad y enseñarme que la única manera de 
alcanzar las metas es trabajando arduamente. 
A mi Madre Myrna, por estar siempre conmigo, por apoyarme en todas mis decisiones y 
por el amor incondicional que tienes para con tus hijos. Quiero agradecerte especialmente 
por cuidar a tus dos niñas; ya que sin tu apoyo nunca hubiera logrado esta meta. 
A mis hermanos: Paco, Yavé y Ayesha; quienes han sido un ejemplo a seguir por su 
espíritu de lucha y superación constante. Hermanita: ¡Gracias mil por todo tu apoyo en 
esta tesis! 
A Juan Carlos, por darme el mejor regalo de este mundo llamado Fátima y por tu ayuda 
en este trabajo. 
A la mejor maestra que he tenido en mi vida, quien es fuente de toda mi inspiración y 
deseos de superación: Fátima Elena. ¡Te amo hija! 
A mis tíos: Leo, Luis y Gladys por todo su amor. Tío Tino (q.e.p.d.): sé que desde donde 
te encuentres, estás disfrutando mucho de este logro. ¡Te extraño mucho! 
A mis sinodales: Dr. Joaquín Eduardo Aguayo Camargo, Dr. Juan Araujo Mendieta, Dra. 
Elena Centeno García, Dr. Arturo Carranza Edwards y M.C. Emiliano Campos Madrigal 
por sus valiosas aportaciones a este trabajo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4 
 
RESUMEN 
Los diferentes tipos de manifestaciones superficiales de hidrocarburos han sido un 
elemento fundamental para la exploración petrolera. Su presencia revela el 
funcionamiento del sistema petrolero y es un criterio valioso tanto en la evaluación de 
cuencas como en las etapas del desarrollo de campos. Es frecuente encontrar en ellas, 
otros minerales asociados como yeso pulverulento y azufre. En este trabajo se mencionan 
algunas manifestaciones superficiales de hidrocarburos que son de importancia mundial y 
se hace énfasis para México; el cual posee numerosas chapopoteras tanto en continente 
como en mar, principalmente en el litoral del Golfo de México. El sitio de estudio conocido 
como el Géiser de San Jerónimo ubicado en la parte norte del Estado de Veracruz, es una 
evidencia de la actividad del sistema petrolero y geotermal. Los materiales pétreos 
analizados megascópicamente, petrográficamente y con difracción de rayos X; revelan la 
actividad del acuífero circulando sobre rocas carbonatadas almacenadoras de 
hidrocarburos ultrapesados de la Formación El Abra, el cual desplaza a los hidrocarburos 
y los elementos transportados en solución, precipitan en superficie formando el cuerpo del 
Géiser, el cuál está constituido principalmente por aragonita, azufre, yeso con 
intercalaciones de hidrocarburos. Dichos materiales coinciden geoquímicamente con el 
modelo generalizado de una micro filtración de hidrocarburos propuesto por Schumacher 
en el 2000; por lo cual, se sugiere realizar estudios de geofísica para corroborar dicho 
modelo así como para determinar el área afectada por dichas manifestaciones en el sitio 
de estudio y zonas aledañas como el pozo San Diego de la Mar-3. 
 
 
ABSTRACT 
Different types of surface hydrocarbon manifestations have been an indispensable key to 
oil exploration. Their presence shows how petroleum system works. Hydrocarbon seeps 
are a valuable criteria in basin evaluation as well as development stages of oil fields. In oil 
seeps is common to find other associated minerals such as gypsum an sulphur. In this 
tesis are some oil seepages that are of global importance and mainly for Mexico, which is 
known by its numerous seepages onshore and offshore, usually on the Gulf of Mexico 
coast. The studing site known as San Jerónimo Geyser located in northern of Veracruz, is 
an example of the activity of the “petroleum and geothermal system”. The megascopic, 
petrographic and DRX analysis of the rock samples shows the undergroundwater activity 
on carbonate rocks of the El Abra Formation. They act as a reservoir rock of heavy 
hydrocarbon, which is moved through the aquifer and its elements carried in the solution 
and precipitating on the ground to form the geyser. The geyser has aragonite, sulfur and 
gypsum interbedded with hydrocarbon. This minerals match geochemically with the ones 
found in the model already proposed by Schumacher in 2000. It´s recommended to 
perform geophysical studies to determine oil seepages in the affected area and to know if 
it matches the Schumacher model. This kind of studies should be also make in “San Diego 
de la Mar-3” well. 
 
 
5 
 
CONTENIDO 
CAPÍTULO I. MANIFESTACIONES SUPERFICIALES DE HIDROCARBUROS 
 Y GEOTERMALES 
CAPÍTULO II. CHAPOPOTERAS EN MÉXICO 45 
 
 
CAPÍTULO III. CASO DE ESTUDIO, EL GEISER DE SÁN JERÓNIMO 
 
 
INTRODUCCIÓN 
OBJETIVOS 
METODOLOGÍA 
 
Pág.
 
1
3
4
 
I.1. DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE MANIFESTACIONES 
SUPERFICIALES DE HIDROCARBUROS 
I.2. DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE MANIFESTACIONES 
SUPERFICIALES GEOTERMALES. 
I.3. TIPOS DE CHAPOPOTERAS 
I.4. FORMACIÓN DE LAS CHAPOPOTERAS Y SITIOS DONDE SE 
OBSERVAN 
I.5. FORMACIÓN DE LAS MANIFESTACIONES GEOTERMALES Y SITIOS 
DONDE SE OBSERVAN 
I.6. TÉCNICAS DE ESTUDIO DE LAS MANIFESTACIONES SUPERFICIALES 
DE HIDROCARBUROS Y GEOTERMALES 
I.7. IMPORTANCIA DE LAS MANIFESTACIONES SUPERFICIALES DE 
HIDROCARBUROS Y GEOTERMALES 
 
 
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III. 1. ANÁLISIS PRELIMINAR 
III. 2. LOCALIZACION 
III. 3. MARCO GEOLÓGICO 
69
79
79
ii 
6 
 
CONCLUSIONES 114 
 
RECOMENDACIONES 116 
 
BIBLIOGRAFÍA 118 
 
 
 
ANEXOS 
 
ÍNDICE DE FIGURASiv 
ÍNDICE DE TABLAS viii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Estratigrafía y Sedimentación 
Geología Petrolera 
III. 4. RESULTADOS 
III.5. DISCUSIÓN E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS 
Pág.
82
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106
iii 
7 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
 Pág.
CAPÍTULO I.- MANIFESTACIONES SUPERFICIALES DE HIDROCARBUROS 
 Y GEOTERMALES. 
 
Figura I. 1. Ocurrencia de Hidrocarburos en la naturaleza. 
Figura I. 2. Sección vertical de la corteza terrestre. 
Figura I. 3. Chapopotera Tipo I. Manitoulin IS., Ontario 
Figura I. 4. Chapopotera Tipo 2. Valle Sixaola, Costa Rica 
Figura I. 5. Chapopotera Tipo 3. A. Campo Rothwell, Ontario 
Figura I. 6. Chapopotera Tipo 3.B. Pozos Norman, Canadá 
Figura I. 7. Chapopotera Tipo 3.C. Gebel Zeit, Egipto 
Figura I. 8. Chapopotera Tipo 3.D. Hombre Pintado, Venezuela 
Figura I. 9. Chapopotera Tipo 3. E. Campo Masjid-I-Solaiman, Irán 
Figura I. 10. Chapopotera Tipo 3. F. Campo La Cira, Colombia 
Figura I. 11. Chapopotera Tipo 3. G. Campo Infantas, Colombia 
Figura I. 12. Chapopotera Tipo 3. H. Campo Naft Khaneh, Irak 
Figura I. 13. Chapopotera Tipo 3 y 4. Sección W-E. Negritos a Amotape, Perú 
Figura I. 14. Chapopotera Tipo 4. A Quiriquire, Venezuela 
Figura I. 15. Chapopotera Tipo 4. B. Maracaibo, Venezuela 
Figura I. 16. Chapopotera Tipo 4. C. Cuenca Uinta, Utah 
Figura I. 17. Chapopotera Tipo 5. A. Montículo Damon, Texas 
Figura I. 18. Chapopotera Tipo 5. B. Campo Motembo, Cuba 
Figura I. 19. Chapopotera Tipo 5. C. Pedernales, Venezuela 
Figura I. 20. Chapopotera Tipo 5. D. Faja de Oro, México 
Figura I. 21. Distribución de Chapopoteras y gaseras en la parte norcentral de 
Estados Unidos y Ontario, Canadá 
Figura I. 22. Manifestaciones de hidrocarburos en el Golfo de México 
Figura I. 23. Distribución de Chapopoteras y gaseras en el Estado de California 
Figura I. 24. Localización de los sistemas geotérmicos 
Figura I. 25. Mapa de manifestaciones termales de México 
Figura I. 26. Integración de datos de gravimetría de aire libre obtenidos de los 
 
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iv 
8 
 
datos del Satélite Europeo de Teledetección de una chapopotera marina en 
Angola 
Figura I. 27. Modelo generalizado de una microfiltración de hidrocarburos y el 
efecto de esto en los suelos y sedimentos 
Figura I. 28. Distribución de Fuentes de Contaminación de los Océanos de 
Norteamérica 
Pág.
38
43
 
CAPÍTULO II. CHAPOPOTERAS EN MÉXICO 
 
Figura II. 1. Escultura huasteca con chapopote como pigmento 
Figura II. 2. Pozo Drake 
Figura II. 3. Edward L. Doheny 
Figura II. 4. Ing. Ezequiel Ordoñez 
Figura II. 5. El pozo San Diego de la Mar 3 (pozo Dos Bocas). 
Figura II. 6. Pozo Juan Casiano No. 7. 
Figura II. 7. Regiones con hidrocarburo demarcada por Juan de Dios Villarello. 
Figura II. 8. Discordancia entre rocas sedimentarias de la Formación Ojinaga y 
rocas volcánicas terciarias. 
Figura II. 9. Discordancia estratigráfica y litológica, entre rocas de la Formación 
Ojinaga y tobas dacíticas terciarias. 
Figura II. 10. Rocas ígneas extrusivas caídas de chapopoteras, conteniendo 
geodas de calcedonia e impregnación de hidrocarburos residuales y líquidos. 
Figura II. 11. Rocas ígneas extrusivas con un alto contenido de gilsonita. 
 
CAPÍTULO III. CASO DE ESTUDIO, EL GÉISER DE SAN JERÓNIMO 
 
46
49
54
55
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59
62
65
65
66
67
 
 
 
Figura III. 1. Localización del pozo San Diego de la Mar-3 
Figura III. 2. Causas de la formación del Cráter de Dos Bocas 
Figura III. 3. Cráter de Dos Bocas 
Figura III. 4. Pozo San Diego de la Mar-3 
Figura III. 5. Chapopoteras en el área del pozo San Diego de la Mar-3 
Figura III. 6. Campana colectora y sistema de venteo de gases del pozo San 
Diego de la Mar-3 
Figura III. 7. Localización del Géiser de San Jerónimo 
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9 
 
 
Figura III. 8. Ubicación de la Provincia Tampico- Misantla y principales campos 
de aceite y gas 
Figura III. 9. Sección estructural a través de la provincia Tampico- Misantla y 
ubicación de los plays establecidos . 
Figura III. 10. Columna Estratigráfica de la provincia Tampico- Misantla 
Figura III. 11. Eventos para los principales sistemas petroleros de la Provincia 
de Tampico-Misantla. 
Figura III. 12. Perímetro donde es posible observar las manifestaciones 
superficiales de hidrocarburos y geotermales del sitio conocido como el Géiser 
de San Jerónimo. 
Figura III. 13. Manifestaciones de hidrocarburos en la Laguna de Tamiahua, en 
el sitio conocido como el Géiser de San Jerónimo 
Figura III. 14. Distribución de las manifestaciones superficiales de 
hidrocarburos y geotermales del sitio conocido como el Géiser de San 
Jerónimo. 
Figura III. 15. Sitio de la muestra M-1 y detalles de esta. 
Figura III. 16. Fotomicrografías de la muestra M-1 con luz paralela y con nx 
Figura III. 17. Fotomicrografías de la muestra M-1 con luz paralela y con nx 
Figura III. 18. Fotomicrografías de la muestra M-1 con luz paralela y con nx 
Figura III. 19. Fotomicrografías de la muestra M-1 con luz paralela y con nx 
Figura III. 20. Difractograma de la muestra M-1. 
Figura III. 21. Sitio de la muestra M-2 
Figura III. 22. Fotomicrografías de la muestra M-2 con luz paralela y con nx 
Figura III. 23. Fotomicrografías de la muestra M-2 con luz paralela y con nx 
Figura III. 24. Fotomicrografías de la muestra M-2 con luz paralela y con nx 
Figura III. 25. Difractograma de la muestra M-2 
Figura III. 26. Sitio de la muestra M-3 y detalles de esta. 
Figura III. 27. Fotomicrografías de la muestra M-3 con luz paralela y con nx 
Figura III. 28. Fotomicrografías de la muestra M-3 con luz paralela y con nx 
Figura III. 29. Fotomicrografías de la muestra M-3 con luz paralela y con nx 
Figura III. 30. Difractograma de la muestra M-3 
Figura III. 31. Agua termal del subsuelo que disuelve las rocas de la Formación 
El Abra y precipita en forma de Aragonito. 
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vi 
10 
 
 
Figura III. 32. Variación en el lodo de carácter estacional. 
 
Pág.
112
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
vii 
11 
 
 
ÍNDICE DE TABLAS 
 Pág. 
 
CAPÍTULO III. CASO DE ESTUDIO, EL GÉISER DE SAN JERÓNIMO 
 
Tabla III. 1. Principales plays productores de la Provincia Tampico- Misantla 
Tabla III. 2. Minerales observados petrográficamente en la muestra M-1. 
Tabla III. 3. Resultados de la difracción de RX de la muestra M-1. 
Tabla III. 4. Minerales observados petrográficamente en la muestra M-2. 
Tabla III. 5. Resultados de la difracción de RX de la muestra M-2. 
Tabla III. 6. Minerales observados petrográficamente en la muestra M-3. 
Tabla III. 7. Resultados de la difracción de RX de la muestra M-3 
 
 
 
 
 
 
 
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105 
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viii 
1 
 
INTRODUCCIÓN 
La palabra petróleo procede del latín petroleus, cuyas raíces significan petra: piedra y 
óleum: aceite. El petróleo es una mezcla de hidrógeno y carbono con cantidades menores 
de nitrógeno, oxígeno, sodio, azufre y otros como impurezas. En forma natural, se 
encuentra como gas, líquido o sólido; su color puede variar de negro hasta incoloro y 
puede existir en una o varias formas en un mismo lugar tanto en superficie como en el 
subsuelo y en el mar como en el continente. 
Una manifestación superficial de hidrocarburos, se define como la evidencia en la 
superficie de una filtración de gas, petróleo o bitúmenes desde el subsuelo (ésta puede 
ser activa o pasiva). Debido a su naturaleza compleja y a la gran importancia que han 
tenido, tienen y tendrán las diferentesmanifestaciones superficiales de hidrocarburos en 
el desarrollo de la industria petrolera, tanto a nivel nacional como internacional; es 
necesario su estudio mediante la participación de equipos multidisciplinarios. 
Los indicadores de migración de hidrocarburos cercanos a la superficie, proporcionan a 
los analistas del sistema petrolero, información crítica sobre la roca generadora (tipo de 
materia orgánica), madurez (de la materia orgánica), migración (delimitación de los 
patrones de migración) y en determinado contexto geológico, la carga de hidrocarburos en 
prospectos específicos (Abrams, 2005). 
Los carbonatos en estas filtraciones de hidrocarburos proporcionan excelente información 
del pasado de esta filtración y los parámetros ambientales asociados (Aharon et al., 1997; 
Bohrmann et al., 1998; Peckmann et al., 2001; Teichert et al., 2003; Kutterolf et al., 2008; 
Watanabe et al., 2008; Bayon et al., 2009a,b; Liebetrau et al., 2010). Se han obtenido 
patrones paleobiogeográficos, que reflejan la antigua configuración de la tectónica de 
placas, cambios del nivel del mar, así como la historia de la acumulación de materia 
orgánica, su sepultamiento, generación de hidrocarburo y migración de fluidos en el 
tiempo (Campbell, 2006). 
En varios lugares de la Tierra existen manifestaciones superficiales de hidrocarburos, las 
cuales atrajeron la atención de los primeros exploradores en busca de posibles 
acumulaciones petrolíferas comerciales (Barberri, 1998); algunas de ellas asociadas con 
manifestaciones geotermales. 
Este trabajo se ha estructurado de forma general en tres capítulos. 
En el capítulo I se mencionan los diversos tipos de manifestaciones superficiales. Se hace 
una revisión de los diferentes tipos de chapopoteras, de las cuales las chapopoteras tipo 
2 
 
5.D. son causadas por intrusiones ígneas, como lo son las chapopoteras de la zona 
conocida como Faja de Oro. También se mencionan los diferentes tipos de 
manifestaciones geotermales y los sitios en los que se forman, así como los fenómenos 
que les dan origen a ambas manifestaciones. 
En el capítulo II, se realiza una revisión de las diferentes chapopoteras que se han 
reportado en México, así como su importancia (i.e. los prolíferos campos petroleros de la 
denominada zona de la Faja de Oro). 
En el capítulo III, caso de estudio del Géiser de San Jerónimo; conviene analizarlo en 
concordancia con el caso del pozo San Diego de la Mar-3, conocido también como “Cráter 
de Dos Bocas”, debido a la cercanía que tiene con el Géiser de San Jerónimo, y del cual 
se recuperaron tres muestras (M-1, M-2 y M-3) a las cuales se les realizó su descripción 
megascópica y petrográfica; así como estudios de difracción de rayos X, lo que permitió 
su correcta caracterización mineralógica. 
De las observaciones realizadas en el sitio de estudio y de los análisis realizados a las 
muestras de roca, puede concluirse que dicho géiser refleja la gran actividad del sistema 
petrolero y geotermal en la zona, cuyo mayor estudio con técnicas como geoquímica y 
geofísica, permitiría a los investigadores en Ciencias de la Tierra, entender los 
fenómenos existentes; así como disminuir el riesgo en las etapas de exploración 
reduciéndose la incertidumbre en la evaluación de las cuencas y desarrollar los campos 
petroleros eficazmente. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3 
 
OBJETIVOS 
 
Objetivo General 
 
El objetivo general de esta tesis es contribuir al conocimiento de las manifestaciones 
superficiales de hidrocarburos para establecer un marco que permita contar con los 
elementos necesarios para la exploración de los recursos petroleros del subsuelo. 
 
Objetivos Particulares 
 
1) Analizar las diversas manifestaciones geotermales que se presentan en relación con 
los diversos tipos de chapopoteras. 
 
2) Investigar sobre los procesos que intervienen en la formación y ocurrencia de 
chapopoteras y las manifestaciones geotermales, así como sus técnicas de estudio. 
 
3) Realizar un análisis de las chapopoteras de México y de los procesos que intervienen 
en su ocurrencia. 
 
4) Analizar el caso particular por intrusiones ígneas del Géiser San Jerónimo 
considerando su interrelación con la geología del área de San Diego de la Mar, en el 
Norte del estado de Veracruz. 
 
 
 
4 
 
METODOLOGÍA 
La gran actividad del sistema petrolero en la cuenca de Tampico- Misantla puede 
apreciarse en el sin fin de manifestaciones superficiales en el área norte del Estado de 
Veracruz. 
A través de la comunicación personal los ingenieros Igor Hernández Martínez y Gerardo 
Ochoa Alfaro, se tuvo conocimiento del géiser de San Jerónimo. De ahí surgió el interés 
de estudiarlo ya que representa un posible ejemplo de manifestaciones superficiales de 
hidrocarburos y geotermales que revelan la actividad de los sistemas en el área. 
 
Para realizar el estudio, se efectuaron los siguientes pasos: 
 
1.- Recopilación de toda la información disponible relacionada con los diferentes tipos de 
manifestaciones superficiales de hidrocarburos y geotermales. Incluye su definición, 
clasificación, sitios donde se observan, técnicas de estudio y su importancia; lo cual se 
concentra en el capítulo I de este trabajo. 
 
2.- Recopilación de toda la información disponible relacionada con la zona en estudio. 
Comprende la revisión de cartas topográficas y geológicas de la zona; así como la 
revisión bibliográfica de los diferentes tipos de manifestaciones superficiales que se han 
encontrado en México y en particular en la zona de estudio; y su importancia en la 
historia petrolera nacional; lo cual se plasma en el capítulo II de esta tesis. 
 
3.- Reconocimiento del área de estudio. Se visitó el sitio de estudio en dos ocasiones. 
 
4.- Mapeo de las manifestaciones superficiales localizadas en el área de estudio, lo cual 
se plasma en los antecedentes del capítulo III. 
 
5.- Estudio megascópico y petrográfico del material pétreo recuperado en el área, cuyos 
resultados se muestran en el capítulo III de este trabajo. La metodología a seguir, se 
enuncia a continuación: 
a. Descripción megascópica de las rocas en ejemplar de mano observado a 
simple vista y con ayuda de una lupa 14 X Coddington Baush & Lomb. 
b. Elaboración de láminas delgadas. 
5 
 
c. Análisis y descripción de las láminas delgadas empleando el microscopio 
petrográfico (descripción microscópica), marca Carl Zeiss. Se obtuvo el 
porcentaje de cada mineral que constituyen a la roca en muestra total. La 
descripción de morfología se obtuvo mediante los términos euhedral (la 
mayoría de las caras del cristal bien definidas), subhedral (cristales con 
algunas caras definidas) y anhedral (cristales amorfos sin caras definidas). 
d. Toma de fotomicrografías de campos representativos, con objetivo de 2.5X y 
un ocular de 10X; en todos los casos se tomaron fotomicrografías con luz 
paralela y nicoles cruzados (mediante la utilización de software KS-300 
analizador de imágenes, marca Carl Zeiss). 
 
6.- Análisis de difracción por rayos X de las muestras recuperadas para su caracterización 
mineralógica y química, lo cual se concentra en el capítulo III de esta tesis. La 
metodología a seguir fue la siguiente: 
a. Llevar la muestra a polvo 
b. Análisis de los polvos con un Difractómetro de Rayos X, marca Bruker d8 
Advance en el Laboratorio de Materiales Avanzados del Centro de 
Investigación en Micro y Nanotecnología de la Universidad Veracruzana. En 
todas las muestras se realizó primero, un barrido en 2 theta () de 10 a 130º. El 
tipo de barrido utilizado fue Locked Coupled, el cual sigue la geometría Bragg-
Brentano, que es la que se ocupa exclusivamente para muestras en polvos y 
utiliza la ley de Bragg. 
c. Obtención e interpretación del difractograma, donde se muestra la aparición 
de las fases cristalinas presentes. 
 
7.- Discusión e interpretación de resultados.CAPÍT
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donde interviene el petróleo vivo, el gas y agua, su aspecto en la superficie varía por la 
naturaleza del producto y su caudal. 
Existen por la presencia de acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo los cuales 
migran a través de millones de años. Dichas manifestaciones son una mezcla de crudo, 
asfalto, gas natural y agua. 
La salinidad del agua varía desde agua dulce a salmuera, lo cual depende de la roca 
generadora, la ruta de migración y el tiempo geológico. En algunas ocasiones estas 
manifestaciones proveen agua a plantas y animales (California Government, 2011). 
Se tienen reportes de las manifestaciones directas desde hace 3,000 años a. C. en el 
Medio Oriente. Las emanaciones de hidrocarburos se designaron con nombres del 
idioma vernáculo donde aparecían. La Sagrada Biblia contiene referencias al petróleo en 
su forma más cruda y se le menciona como brea, asfalto o aceite de piedra. Ejemplos 
Génesis: VI-14, XI-3, XIV-10; Job: XXIX-6; Deuteronomio: XXXII-13:13; 2; Macabeo I (19-
22). 
En las riberas del mar Muerto eran tan abundantes que los romanos lo designaron Lacus 
Asfaltitus. A las emanaciones petrolíferas las llamaron los egipcios mumiya (árabe), es 
decir, betún para embalsamar. Los persas le decían mum, lo que identificó a la palabra 
momia con el asfalto o betún. Los colonos de los hoy Estados Unidos las denominaron 
seepages, y los incas copey, mientras que en Venezuela se les conoce como mene 
(Barberri, 1998). 
El vocablo castellanizado, chapopote o chapapote, proviene de la palabra del lenguaje 
náhuatl chapopoctli, de chiahuatl = grasa y poctli = humo (Domínguez, 2003 in De la 
Garza, 2006). 
Navarro (2004) cita que el vocablo náhuatl “chapopotli” o “chapuputli” está conformado por 
dos palabras: “tzouctli”, que significa pegamento o goma, y “popochtli” que es olor, humo 
o perfume. 
También se considera a la palabra chapopote, formada por la unión de tres palabras 
mayas (chaách: mascar; paak: embarrar, y p´ó: lavar), que pasaría al náhuatl como 
chapopotl (Borja, 2008). 
Ordóñez (1932) menciona que las chapopoteras son exudaciones naturales de petróleo 
que afloran, por ejemplo, de hendiduras de rocas y van formando verdaderos charcos. 
Explica que generalmente aparecen grupos de chapopoteras y por su cercanía llegan a 
formar lagunas más grandes. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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9 
 
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(Abrams, 2005). 
Las chapopoteras forman parte del proceso de migración de los hidrocarburos hasta las 
rocas que los almacenan. Cuando el petróleo es expulsado de la roca que lo genera, viaja 
a través de conductos permeables hacia las rocas porosas donde se acumula formando 
los yacimientos. Cuando no existen capas de rocas impermeables que impidan el paso 
del petróleo emanado naturalmente hacia la superficie, se forman las chapopoteras 
(PEMEX, 2009). 
Existen diferencias significativas entre chapopoteras terrestres y chapopoteras en el mar, 
debido a que estas últimas se encuentran sujetas al peso de la columna de agua marina y 
al movimiento de los sedimentos en el fondo marino. Las chapopoteras están afectadas 
por cambios en la marea y tanto en el continente como en el mar, la presencia de estas 
se ven favorecidas por actividad sísmica. Como la temperatura del océano es más 
constante que la del aire y la del subsuelo, el agua del subsuelo no sube rápidamente o 
desciende en las chapopoteras en días cálidos o fríos; sin embargo se observan índices 
estacionales en las chapopoteras (BOEMRE). 
El aceite de las chapopoteras presenta propiedades características tales como apariencia 
(pegajoso o espeso como alquitrán, oscuro y líquido como café exprés), olor e 
inflamabilidad. Las filtraciones de aceite asfáltico pueden cambiar a asfalto por laalteración superficial y formar lagos de asfalto (Russell, 1951), que son chapopoteras 
asociadas a manantiales en donde se observa claramente una película de aceite sobre el 
agua (Santana, 1985). 
Se considera que los lagos de asfalto se formaron durante el Pleistoceno y por razones 
geológicas similares. Dichos lagos están asociados a fallas profundas entre dos placas 
tectónicas por la presión de subducción creada contra las rocas generadoras de aceite 
subyacente, el aceite migra hacia la superficie y lentamente se transforma en bitumen y 
en el camino adquiere arcilla y agua, que al enfriarse se convierte en asfalto (Geological 
Society of Trinidad & Tobago, 2010). 
El lago Pitch, es el depósito natural de asfalto más grande del mundo en volumen. Se 
localiza en La Brea, al suroeste de Trinidad. Cubre cerca de 40 hectáreas y tiene en su 
parte más profunda 75 m (Geological Society of Trinidad & Tobago, 2008). El lago 
Guanoco o Bermudez, es el segundo depósito natural más grande del mundo en 
volumetría y el más grande en área. Se localiza en Venezuela, en el estado de Sucre y el 
10 
 
cual tiene una extensión de 445 hectáreas y su profundidad varía entre 1.5 y 2 m 
(Geological Society of Trinidad & Tobago, 2010).  
El campo McKittrick en el oeste del condado Kern (California) presenta numerosas 
chapopoteras, de las cuales algunas fluyen hacia el drene del Valle de San Joaquín y 
La Brea, es una de las localidades de fósiles de tigres diente de sable y mamuts más 
famosas del mundo y se localiza a 5 millas al este del centro de Los Angeles 
(http://walrus.wr.usgs.gov/seeps/la_brea.html). 
Los escapes de gas (gaseras o gas seeps en inglés) son muy frecuentes en las 
chapopoteras debido a la mayor fluidez del gas, el cual puede migrar más fácilmente por 
conductos pequeños, de sitios más distantes y en cualquier tipo de roca como cerca de 
Puerto Ángel, Oaxaca, donde se observan emanaciones de gas en rocas metamórficas 
(Santana, 1985). Algunos se conocen desde tiempos remotos como los fuegos eternos de 
Bakú, donde se observan escapes de gas en Azerbaijan los cuales pueden presentar 
ignición (BOEMRE). Son fáciles de detectar si ocurren en un cuerpo de agua, debido a la 
presencia de burbujas (Russell, 1951). 
Los volcanes de lodo son montículos cónicos o lomeríos con un cráter en su cima que se 
forman por diapirismo de arcilla inyectada por el gas a alta presión (Santana, 1985). 
Llegan a tener alturas hasta de 1000 pies (como el de Bakú) y diámetros de 5700 pies 
como uno en la isla de Timor (Russell, 1951). 
Las manifestaciones superficiales de hidrocarburos directas pasivas o fósiles, son todas 
las evidencias de hidrocarburos en las rocas. Generalmente son hidrocarburos sólidos: 
asfalto, betún o brea que se impregnan en las arenas y rellenan fisuras o espacios entre 
estratos. 
Las arenas bituminosas son yacimientos fósiles en rocas sedimentarias que al aflorar, la 
acción del oxígeno contenido en la atmósfera y en las aguas meteóricas, aunada al 
ataque de las bacterias aeróbicas destruyen los compuestos más ligeros, conservando la 
fracción más pesada del aceite. Estos sedimentos pueden cubrir grandes extensiones, las 
más famosas son las arenas bituminosas de Athabasca, en Alberta, Canadá. 
El aceite muerto es un compuesto sólido de color café oscuro o negro, con fractura 
concoidal. Sus diversos nombres se deben a su composición. Es la fracción más pesada 
del petróleo, el cual quedó atrapado durante la migración en los poros de las rocas o 
fósiles que posteriormente fue oxidado (Santana, 1985). 
11 
 
Las áreas con manifestaciones pasivas incluyen muchas cuencas intracratónicas, en el 
mar de Alaska, plataforma NW de Australia, Sumatra Central y partes del Mar del Norte 
(Schumacher, 2000). 
Las manifestaciones superficiales indirectas de hidrocarburos, no son hidrocarburos 
como tal, sino materiales asociados a estos. Algunos son: ácido sulfúrico, yeso 
pulverulento, algaritas, bacterias vivientes y rocas generadoras entre otros. 
El ácido sulfúrico se encuentra asociado con él petróleo y su aparición en superficie como 
sulfuro de hidrógeno, aguas sulfurosas y azufre, puede indicar la presencia de una 
acumulación de petróleo. 
Las formaciones superficiales de yeso pulverulento blanco en superficie y marrón a 
profundidad, que contiene minerales sulfurosos y aragoníticos son producidos por la 
acción de ciertas bacterias sobre los hidrocarburos gaseosos. 
La formación de algaritas (sustancias orgánicas amarillentas de aspecto córneo que se 
encuentran sobre los volcanes de lodo) es debida a la acción bacteriana sobre parafinas y 
gases de los hidrocarburos. 
Los procedimientos de prospección geomicrobiológica, buscan zonas ricas en bacterias 
vivientes en los hidrocarburos y su relación con los yacimientos. La presencia de rocas 
madre en terrenos sedimentarios ricos en materia orgánica o en pirita que indican un 
medio reductor, puede ser considerado como indicio directo (Santana, 1985). 
 
De todas las manifestaciones superficiales de hidrocarburos anteriormente mencionadas, 
se ahondará en las chapopoteras ya que es el objeto de estudio de esta tesis. 
 
I.2. DEFINICIÓN Y CLASIFICACIÓN DE MANIFESTACIONES SUPERFICIALES 
GEOTERMALES. 
 
De acuerdo con Llopis y Rodrigo (2008) las manifestaciones superficiales geotermales 
son aquellas manifestaciones superficiales visibles del calor de la Tierra, y han atraído la 
investigación y el estudio de los recursos de energía geotérmica. 
Las manifestaciones superficiales geotermales se clasifican en: 
 Volcán: Abertura en la corteza terrestre por la cual emana lava, vapor y/o cenizas 
con fuerza, o que pueden derramarse continuamente o a intervalos. 
 Aguas termales: Manantial natural del que brota agua más caliente que la 
temperatura del cuerpo humano. Puede formar lagunas o fluir por arroyos. Se les 
12 
 
denomina como bicarbonatados, sulfatados o clorurados de acuerdo a su 
predominancia en la composición del agua. 
 Géiser: Surtidor intermitente de agua líquida mezclada con vapor de agua, a una 
temperatura entre 70 y 100 ºC, con gran cantidad de sales disueltas y en 
suspensión. Los minerales disueltos en el agua quedan depositados alrededor del 
géiser a modo de escoria o de sílice amorfa (geiserita). Muchos géiseres en el 
mundo se han extinguido o vuelto inactivos por causas naturales o por la 
instalación en sus inmediaciones de plantas de energía geotérmicas, como, por 
ejemplo, en Wairakei (Nueva Zelanda) y en Nevada (EE.UU.). La mayor 
concentración de géiseres en el mundo se encuentra en el Parque Nacional de 
Yellowstone (Wyoming, EE.UU.). 
 Fumarolas: Nombre genérico dado a la emisión de gases y vapores de agua a 
temperaturas muy elevadas, en ocasiones pueden alcanzar 500 ºC. Se les 
denomina, en función de su composición química como carbónica, sulfurosa, 
clorhídrica y otros. Cuando la fumarola es rica en ácido bórico, se le llama sofioni. 
Las solfataras, además de vapor de agua a 90 – 300 ºC, contienen sulfuro de 
hidrógeno que, en contacto con el aire, se oxida y deposita azufre alrededor de la 
abertura. Las mofetas son fumarolas más frías con temperaturas inferiores a 90 
ºC, que desprenden grandes cantidades de anhídrido carbónico. 
 Volcanes de lodo (mud pots): Erupciones de gases y lodo que aparecen donde no 
hay bastante agua para sostener un géiser o una fuente termal. El vapor y los 
gases burbujean a través del lodo formado por la interacción de los gases con 
rocas sedimentarias. En Italia se llaman salsas. Son más frecuentes en 
yacimientos petrolíferos relativamente poco profundos, donde los gases emanados 
elevan arcillas sumamente hidratadas, llegando a formar charcas o lagunas. 
 
Morris (2006) menciona que existe una estrecha relación entre los volcanes de lodo y los 
géiseres. La diferencia radica en que la mayoría de los volcanes de lodo lanzan chorrosde agua hirviendo junto con el lodo, pero en el caso de los géiseres, el agua hirviendo se 
expulsa sola, sin ningún tipo de impregnación visible, aunque puede llevar algunos 
minerales en solución, como la sílice, carbonato de calcio o azufre, que suelen estar 
presentes. Se ha demostrado experimentalmente que las aguas calientes carbónicas que 
contienen calcio, depositan aragonita (Pérez, 2006). Su formación puede dividirse en tres 
etapas. Primero, en algunos lugares, el agua se filtra por el suelo y entra en contacto con 
 
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o 3. F. Aceit
productora.
plio pliegue d
za a mil pies
 cuales son 
fallas. 
popotera Tip
o 3. G. Asoci
se muestran 
a, los estrato
. Los campo
ientos se int
 Cira al nort
rización y la 
chapopotera
as chapopote
e muchos m
a los yacimie
te que ascien
 
dómico con 
s o menos. E
producto de
po 3. F. Cam
iada con una
a las chapo
os productor
os productor
terrumpen, e
e, ha produc
inyección de
as han desa
erasson mu
millones de ba
entos con la 
nde a través
fallamiento 
En la cima d
e la migració
mpo La Cira,
a falla invers
opoteras má
res han sido 
res están en 
estos no han
cido 400 mil
e agua inicia
aparecido co
uy prolíficas,
arriles de ac
perforación.
s de fallas m
considerable
de la estructu
ón de las zon
, Colombia (
sa 
s simples en
 fracturados
 el lado izqu
n perdido tod
lones de ba
aron hace va
onforme el ca
 y el residuo
ceite se han 
. 
menores 
e en su cres
ura existen n
nas producto
(Adaptado d
n fallas inver
s hacia la su
uierdo de la f
do su aceite
rriles de ace
arios años, y
ampo ha sid
o de asfalto 
perdido ant
sta. La 
numerosas 
oras hacia 
de Link, 1952
rsas. Del lad
perficie y ha
falla, y 
. Este camp
eite desde 
y actualmen
do 
que dejan e
tes que el 
17 
2). 
do 
an 
po, 
nte 
n 
 
Fig
 
Chapo
La ma
chapo
estruc
secció
esta m
sello m
subsu
estruc
fractur
 
 
 
 
 
Figur
 
 
 
 
 
 
 
 
 
gura I. 11. C
opotera Tipo
ayoría de los
opoteras o ga
ctura en el su
ón de anhidr
masa de sal y
más compete
elo, y gener
ctura product
ras en el sel
 
ra I. 12. Cha
hapopotera 
o 3. H. Asoc
s campos pe
aseras. Esta
ubsuelo. La 
ita y sal, y d
y anhidrita f
entes. El ind
ralmente es 
tora. En el c
lo que migra
popotera Tip
Tipo 3. G. C
ciada con un
etroleros des
as manifesta
formación F
urante el últ
luyó en vario
dicador en su
necesario pe
campo Naft K
an por la fall
po 3. H. Cam
Campo Infan
1952). 
na falla inver
scubiertos en
aciones no e
Fars Inferior 
timo plegam
os lugares q
uperficie de 
erforar una s
Khaneh, el g
a inversa. 
mpo Naft Kh
ntas, Colom
rsa alejada d
n Irak e Irán 
están necesa
que sobreya
iento que fu
que fueron p
la estructura
serie de poz
gas y aceite 
haneh, Irak (A
bia (Adaptad
del pliegue s
han estado 
ariamente so
ace la roca s
ue de tipo co
legados sob
a no coincid
zos para def
escapa a tra
Adaptado de
do de Link, 
subyacente.
asociados a
obre la 
sello es una 
ompresional,
bre las rocas
de con el 
finir la 
avés de 
e Link, 1952
18 
a 
 
s 
2). 
 
Chapo
Estas 
sigue 
aceite
repres
Athaba
 
Chapo
 
Figura
En la s
repres
ocurre
rocas 
Los gr
de las
contac
peque
manife
prolífic
compl
escas
ascen
 
 
 
opotera Tipo
chapopotera
su camino a
 encontrado
sentan la fug
asca pueden
opotera Tipo
a I. 13. Chap
sección W-E
sentan un ca
en cerca de l
sedimentari
randes depó
 fallas, aunq
cto Paleozoi
eñas cantida
estaciones d
ca en estos 
ejamente fa
as o nulas; l
dente y que
o 4. Chapop
as colectan 
a lo largo de 
o en disconfo
ga de varios 
n tener su o
o 3 y 4. 
popotera Tip
E, los campo
aso de bloqu
las rocas cri
as tienen es
ósitos de La 
que también 
co. Los prim
des de aceit
de aceite lige
campos. No
llados. El ac
lo cual revel
 existen sell
poteras a lo l
aceite de ot
contactos d
ormidades, p
depósitos e
rigen de est
po 3 y 4. Se
de L
os productor
ues por fallam
stalinas de l
spesores de
Brea, se con
pudieran se
meros pozos 
te pesado. H
ero proceden
o existen reg
ceite produc
a que no tod
os eficientes
argo de disc
tros tres tipo
discordantes
pero deben s
echado abajo
ta manera. 
ección W-E. 
Link, 1952).
res del estad
miento comp
las Montaña
lgados. 
nsidera son 
er causados 
fueron perfo
Hacia el fina
ntes de la ar
istros de otr
ido es de alt
das las fallas
s a lo largo d
cordancias.
os de chapop
s. Es difícil d
ser grandes 
o. Las arena
Negritos a A
do de Parina
plejo. Las gr
as Amotape 
ocasionado
por el asce
orados cerca
l de la secci
rena Parinas
ras manifest
ta gravedad
s son canale
de las fallas 
poteras y el 
e reconocer
 y probablem
as bituminos
Amotape, Pe
as en el oes
randes chap
en las que t
os por filtrac
nso del acei
a de esta fa
ión hacia el W
s, la zona pr
taciones en 
, indicativo d
es de migrac
 de desplaza
 hidrocarbur
r la fuente de
mente 
sas de 
erú (Adaptad
ste de Perú 
popoteras 
todas las 
ciones a trav
ite por un 
lla y produce
W, existen 
roductora má
los campos 
de filtracione
ción 
amiento. 
19 
ro 
el 
do 
vés 
en 
ás 
es 
 
Chapo
plegad
En est
márge
del ca
prome
asfalto
tiempo
 
 
 
 
 
 
Figura
 
Chapo
impreg
Los ca
en Ve
compl
de are
manife
produc
echad
convir
Hacia 
se obt
acumu
consid
del Eo
opotera Tipo
da o fallada.
te tipo de ch
enes y encim
mpo, 23.5 °A
edio es 16.7 
o Guanoco. 
o evitando s
a I. 14. Chap
opotera Tipo
gnados de a
ampos prolíf
nezuela, es 
etamente al
enas bitumin
estaciones a
ctores fuero
o abajo se v
rtiera en asfa
el lago, y de
tiene es de u
ulación está 
derado por a
oceno y que 
o 4. A. Sobre
 
hapopotera, 
ma del área p
API e inferio
°API. Hacia
Quiriquire es
u formación
popotera Tip
o 4. B. De un
aceite. 
ficos del Mio
una gran cu
 este del La
nosas y chap
a profundida
n perforados
vuelve más l
alto cuando 
ebajo de la d
una densida
controlada c
algunos com
ha seguido 
e estratos ho
la producció
productora. 
or alrededor 
a el este, a lo
s casi un lag
. 
o 4. A. Quir
na discordan
oceno en la C
uña sedimen
go de Marac
popoteras re
des de poco
s. La graved
ligero. Es po
las arenas s
discordancia
d mucho má
completame
o autóctono
la ruta de la
omoclinales 
ón está defin
La gravedad
de las márg
o largo de un
go de asfalto
riquire, Vene
ncia y erosió
Costa Boliva
ntaria. Esta c
caibo. La pre
evelan este a
os cientos de
dad de este a
osible que un
se ocluyeron
a Mioceno- O
ás elevada, l
ente por la e
o, sin embarg
a discordanc
sobreyacien
nida por el se
d del aceite 
genes 10.5 °
na falla, se e
o, solo que s
ezuela (Adap
ón de un acu
ar a lo largo 
cuña del Mio
esencia de g
acuñamiento
e pies o men
aceite super
na gran can
n, así como s
Oligoceno, e
lo cual hace
structura. El
go otra corri
cia. En el lad
ndo a una es
ello de bitum
es más alta 
API. La grav
encuentra el
su perforació
ptado de Lin
uñamiento d
del Lago de
oceno desap
grandes acu
o, y sobre es
nos, los prim
rficial es pes
tidad de ac
se acuñaron
el aceite del 
e pensar que
l aceite del M
ente piensa 
do Oeste de 
structura 
men en las 
en el centro
vedad 
 lago de 
ón inició a 
nk, 1952). 
de estratos 
e Maracaibo 
parece 
umulaciones
stas 
meros pozos
sada, pero 
eite se 
n. 
Eoceno que
e esta 
Mioceno es 
que proced
la Cuenca d
20 
o 
 
 
e 
de 
de 
 
Marac
desap
manife
son pu
Figura
Chapo
La cue
que va
de asf
Mesa 
se pre
caibo, todas 
parecen en la
estaciones o
untos de dis
a I. 15. Chap
 
opotera Tipo
enca Uinta ti
an del rango
falto. La figu
Verde, los h
esentan actu
 
Figura I. 16
las rocas se
as rocas ígn
ocurren a lo 
cordancias, 
popotera Tip
o 4. C. Mani
iene varios t
o de sólidos,
ra I. 16 ilust
hidrocarburo
ualmente en 
6. Chapopot
edimentarias
eas cristalin
largo de est
y otras son 
o 4. B. Mara
ifestaciones 
tipos de man
pasando p
ra las arena
s probablem
superficie. 
tera Tipo 4. 
s, se tornan 
nas de las M
tos acuñamie
debidas a fa
acaibo, Ven
por discorda
nifestaciones
or estado vi
as aceitíferas
mente han m
C. Cuenca U
eventualme
ontañas Per
entos. Algun
allas. 
ezuela (Ada
dancias en am
s de aceite y
scoso a ace
s y saturada
migrado a lo l
Uinta, Utah (
nte más del
rija. Grande
nas de estas
aptado de Li
mbos lados 
y residuos d
eite y arenis
as de asfalto 
largo de disc
(adaptado R
gadas y 
s 
s filtraciones
nk, 1952). 
de la cuenc
de bitumen, 
scas saturad
del Grupo 
cordancias y
Ritzma, 1974
21 
s 
ca. 
das 
y 
4). 
 
Tipo 5
domos
Las ch
Chapo
Varios
las for
acuña
alcanz
los do
 
 
 
 
 
Figur
 
Chapo
En Cu
prolífic
Con so
almac
aceitíf
aceite
utilizar5. Chapopote
s salinos 
hapopoteras
opotera 5. A
s domos de s
rmaciones p
adas hacia la
zan la superf
mos. 
ra I. 17. Cha
opotera 5. B
uba se encue
cas, a pesar
olo una o do
én con serp
feras. Las m
s pesados, m
rse tal como
eras asociad
s de éste tipo
. Por domos
sal producen
roductoras a
a cima. Mani
ficie en vario
apopotera Ti
. En rocas s
entran varias
r de excepcio
os excepcion
entina. La s
anifestacion
mientras que
o sale del po
da con intrus
o, pueden o 
s salinos. 
n chapopote
alrededor ha
ifestaciones 
os lugares a
po 5. A. Mon
sedimentaria
s chapopote
ones inexplic
nes menores
erpentina es
nes en estos
e el aceite e
ozo como co
siones: volca
no estar aso
eras solo en 
an sido corta
de aceite, g
a través de la
ntículo Dam
as bordeadas
eras, sin emb
cables. 
s, el aceite d
stá asociada
s sedimentos
en rocas con
mbustible de
anes de lodo
ociados con
los flancos 
adas por intr
gas, agua sa
a falla de de
on, Texas (A
s por serpen
bargo no tien
de Cuba se p
a con calizas
s son genera
n serpentina 
e automóvil.
o, intrusione
 yacimientos
de la estruc
rusiones sali
alada y agua
esgarre alred
Adaptado de
ntina. 
ne produccio
produce de 
s oscuras y l
almente neg
es gasóleo 
. 
s ígneas y 
s fracturado
tura, porque
nas o 
a sulfurosa 
dedor y sob
e Link, 1952
ones 
rocas 
lutitas 
gras y de 
y puede 
22 
s. 
e 
re 
). 
 
 
Figura
 
Chapo
El cam
en el f
numer
con un
como 
cantid
las roc
las for
 
 
 
 
 
 
Figu
 
Chapo
Mucha
penetr
sedim
manife
última
 
a I. 18.- Chap
opotera 5. C
mpo los Pede
flanco buzan
rosos en la z
na orogenia 
zonas de fa
ades de ma
cas sedimen
rmaciones co
ura I. 19. Cha
opoteras 5. D
as de las cha
ran la secció
entarias las 
estaciones g
 parte de es
popotera Tip
C. Asociadas 
ernales en e
nte al norte d
zona fractura
muy joven. 
llas y pliegu
terial y detri
ntarias alrede
ontienen yac
apopotera T
D. Causadas
apopoteras 
ón sedimenta
chapopoter
geotermales 
sta tesis. 
po 5. B. Cam
con volcane
el este de Ve
del pliegue. 
ada en la cre
Son identific
es diapíricos
tos, algunos
edor. Cuand
cimientos de
Tipo 5. C. Pe
s por intrusio
en México, e
aria entera y
ras son comu
asociadas s
mpo Motemb
es de lodo.
enezuela es 
Los volcane
esta de la es
cados en áre
s. Los volca
s de los cual
do están aso
e hidrocarbu
edernales, V
ones ígneas
están asocia
y en el conta
unes. Este 
serán analiz
bo, Cuba (Ad
un pliegue d
es de lodo, c
structura y p
eas con com
anes de lodo
les son más 
ociados a ac
uros. 
enezuela (A
s. 
adas con un
acto entre ro
tipo de chap
ados como 
daptado de L
diapírico con
con aceite, g
parecen esta
mplejidad ge
o expulsan g
 antiguos y d
ceite y gas, s
Adaptado de 
 stock. Esta
ocas ígneas 
popotera y s
caso de estu
Link, 1952).
n producción
as y agua s
ar conectado
ológica tales
randes 
diferentes q
se asume qu
Link, 1952)
s intrusiones
y 
us 
udio en la 
23 
n 
on 
os 
s 
ue 
ue 
. 
s 
 
 
 
 
 
 
 
Figura
 
I.4.- F
 
Las em
presen
mecan
la roca
Una ve
menor
(acum
Las filt
en var
subsu
Las ch
rocas 
permit
Aprox
de sup
Estas 
superf
Link (1
las est
estrato
discor
a I. 20. Chap
ORMACIÓN
manaciones 
nta en áreas
nismos de in
a madre (Pa
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r presión, alc
mulación de e
traciones ge
rios lugares 
elo hacen q
hapopoteras
con hidroca
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imadamente
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emanacione
ficie de los g
1932) menci
tructuras ca
os petrolífero
rdancias alca
popotera Tip
N DE LAS CH
o filtracione
s de fallamie
ntrusión de r
aul et al., 198
s, el petróleo
canzando po
emanacione
eológicas y a
del mundo d
ue grandes 
s se forman g
rburos en la
hidrocarburo
e un 75% de
es et al., 200
es naturales
grandes yaci
iona que las
rgadas de p
os afloran e
anzan la sup
o 5. D. Faja 
HAPOPOTE
es se origina
ento, por frac
ocas sedime
86; Kennicut
o y el gas mi
osiblemente
s) si no exis
arqueológica
durante mile
volúmenes d
generalment
a superficie d
os, impulsad
e las cuencas
05). 
s constituyero
imientos act
s chapopoter
petróleo han 
n superficie 
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de Oro, Mé
ERAS Y SITI
an como con
cturas en de
entarias o íg
tt et al., 1985
igran en dire
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sido erosion
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IOS DONDE
nsecuencia d
eformaciones
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5, Wade y K
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e para forma
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ue existieron
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ente el único 
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merosas en a
nadas o frac
e las márgen
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E SE OBSER
de la geodiná
s diapíricas, 
anaciones di
Kenicutt, 198
ndente hacia
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n chapopote
asos, las pre
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nes de la cu
, 1952). 
RVAN 
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o bien por 
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89). 
a zonas de 
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n el camino.
eras naturale
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rficie. 
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a fractura 
superficie. 
chapopotera
etección en 
EMEX, 2009)
encas donde
nde los 
uenca, y las 
24 
se 
e 
. 
es 
las 
as 
la 
). 
 
25 
 
La presencia de chapopoteras en América se reportan desde 1595 por Sir Walter Raleigh, 
quien describe el lago Pitch en Trinidad. En 1632, Joseph de la Roche d'Allion estuvo en 
unas chapopoteras en Nueva York (Mackenzie, 1970). 
Peter Kalm, en su trabajo Travels into North America publicado por primera vez en 1753, 
muestra un mapa de las chapopoteras en Pennsilvania (Chisholm, 1911). 
En 1769, un grupo de españoles guiados por Gaspar de Portolá realizan el primer registro 
escrito de chapopoteras en California (Kielbasa, 1998). 
Las chapopoteras han ayudado a descubrir campos petroleros importantes como el 
Distrito Zorritos en Perú en 1863; en las Indias del Este Holandesas en Sumatra en 1885; 
en Irán en 1908 en Masjid-I-Solaiman; así como en Venezuela, México y en la provincia 
de Alberta en Canadá. 
Ordoñez (1932) cita que “Tanto por estas manifestaciones superficiales como por otras 
razones de índole geológica, se puede deducir que en las costas orientales de México hay 
posibilidades de encontrar petróleo en cantidad comercial en una faja de terreno que tiene 
más de mil kilómetros de longitud.” 
En el tipo de cuenca que tiene de un lado un cinturón móvil, el movimiento que origina 
destrucción de varias manifestaciones de aceite es el más impresionante; ejemplo de esto 
son: el lado norte de la Cuenca Monagas en el este de Venezuela; las manifestaciones a 
lo largo del pie de monte este de la cadena andina de Colombia a Cabo de Hornos; los 
levantamientos de las Montañas Rocallosas que exponen varios anticlinales. Algunas de 
las cuencas intermontanas más pequeñas que han sufrido perturbaciones en su longitud y 
ancho, como ciertas cuencas de California también son de esta categoría. 
En algunos lugares, el acuñamiento suave de la cuenca también puede producir 
manifestaciones. Dos de los mejores ejemplos, son las grandes acumulaciones de 
petróleo en las arenas bituminosas de Athabasca en Canadá, y algunas gaseras se 
observan a lo largo del lado este de la cuenca Monagas en Venezuela. Como regla, los 
lados sin perturbación de la cuenca producen pocas manifestaciones debido a que no 
han sido fracturados los estratos productores por levantamiento. Donde ocurren, tales 
chapopoteras están generalmente asociadas a discordancias y a formaciones 
superpuestas. 
La mayoría de las chapopoteras se presentan frecuentemente en los sedimentos más 
jóvenes recientemente elevados. En las cuencas pequeñas y jóvenes del área de 
California dondelos levantamientos han sido recientes y varias estructuras que contienen 
hidrocarburo han sido fracturadas, cientos de chapopoteras pueden observarse. En 
 
cuenc
tienen
Centra
En las
Paleoz
en roc
Escas
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y aren
Las ro
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s montañas A
zoico están 
cas plegadas
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nas bitumino
ocas de la re
ontal y los mo
edor. 
figura I. 21 s
ntral de Esta
ura I. 21. Dis
tanas como 
s chapopoter
rón móvil de
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expuestas. 
s del Paleoz
teras se han
yaciendo es
sas. 
egión Mid-Co
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Unidos y O
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Oklahoma, 
La mayoría 
zoico de los l
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ontinent de O
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 Chapopote
Ontario, Can
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o en Trinidad
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levantamien
o en rocas d
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Oklahoma se
n las montañ
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Canadá. 
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d, la cuenca
a. 
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 y Superior e
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n Oklahoma 
hita, Arbuckle
o sin deform
como residu
n en su pos
forman las r
aseras en la 
te norcentra
 1952). 
en Colombia
ibo, Europa 
rocarburos d
se encuentr
e y Ouachita
mación que s
uos de asfal
ición 
regiones 
parte 
l de Estados
26 
a, 
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Fig
 
ah, existen 
en observars
an, 2005). 
sta del Golfo
as debido a 
suroeste del
nes los sitios
EX, 2009). 
ura I. 22, mu
Golfo de Mé
us siglas en 
gura I. 22. M
h
chapopotera
se cuando el
o de México,
que geológi
l Golfo de M
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uestra la loca
xico, utilizan
Inglés). 
Manifestacion
http://i.acdn.u
as en Rozel 
l nivel del lag
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us/image/A1
Point en el 
go desciend
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531 manifes
ca de Satelite
carburos en
1088/108858
Gran Lago S
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carburos fósi
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es SAR (Syn
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86/470_1088
Salado. Las 
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 México (Ad
8586.jpg) 
chapopoter
4198 pies 
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Existen también varios cientos de chapopoteras y gaseras en 28 condados del estado de 
California (California Goverment, 2011) como se observa en la figura I. 23. La mayoría de 
los hidrocarburos descubiertos en el siglo XIX se localizaron cerca de estas. La 
chapopotera más grande del mundo es Coal Oil Point en el Canal de Santa Bárbara; 
cuenta con aproximadamente 600 a mil chapopoteras marinas activas. Cerca de Goleta 
Point, volúmenes comerciales de gas natural continúan saliendo de las fracturas naturales 
existentes en la corteza terrestre. Allí, se introdujo un sistema de recuperación de gas 
subterráneo que ha captado más de 113 millones de m3 de gas natural desde 1982. Este 
gas natural es suficiente para satisfacer las necesidades anuales de más de 25,000 
consumidores residenciales típicos de California (BOEMRE). También se destacan los 
lagos de asfalto de McKittrick, Carpinteria y La Brea en California que están activas. 
 
 
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I.5. FORMACIÓN DE LAS MANIFESTACIONES GEOTERMALES Y SITIOS DONDE SE 
OBSERVAN 
 
Llopis y Rodrigo (2008) consideran que las manifestaciones se forman debido a que 
determinadas zonas de la litósfera están sometidas a tensiones que generan gran 
cantidad de calor y presión, produciéndose fracturas y fallas por las cuales pueden 
ascender desde el manto, magmas, masas de rocas incandescentes, en estado de fusión 
total o parcial, con pequeñas cantidades de materias volátiles como agua, anhídrido 
carbónico, ácidos sulfúrico y clorhídrico, entre otros. 
Si las condiciones tectónicas son favorables, los magmas, por su movilidad, pueden 
ejercer un empuje hacia arriba y romper la capa superficial de la Tierra, formando 
volcanes por los que se exhalan lavas, cenizas y gases. 
Se estima que, para una determinada cantidad de magma arrojado por un volcán, un 
volumen diez veces mayor permanece debajo de la superficie, formando cámaras 
magmáticas que calientan las rocas circundantes. 
Si esas rocas son permeables o están fracturadas, y existe circulación de agua 
subterránea, esta última capta el calor de las rocas, pudiendo ascender hasta la superficie 
a través de grietas o fallas, dando lugar a la formación de aguas termales, géiseres, 
fumarolas y volcanes de lodo. 
Estos fenómenos tienen características singulares que los diferencian de los 
afloramientos de aguas comunes. Por estar siempre asociados a las fases póstumas de 
los procesos magmáticos, además de la alta temperatura que presentan, están 
acompañados de gases, principalmente carbónicos o sulfurosos, caracterizándose estos 
últimos por un olor fétido. 
Estas descargas concentradas de calor que son los sistemas geotérmicos no se 
encuentran distribuidos uniformemente en la superficie de la Tierra, sino que están 
localizados preferentemente en franjas caracterizadas por ser fronteras activas entre 
placas, en las cuales éstas se crean o se destruyen (ver Figura I. 24). Esta actividad 
provoca que el material del manto tenga movimientos verticales, es decir que rocas a alta 
temperatura se desplacen hacia la superficie dando origen a anomalías térmicas (WEC, 
2010). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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La variedad de las manifestaciones de hidrocarburos y geotermales asociadas, han 
llevado al desarrollo de técnicas de exploración de superficie. Algunas de naturaleza 
geológica, geoquímica, otras geofísicas y otras en la categoría de sensores remotos. La 
adquisición, interpretación, e integración adecuada de datos geoquímicos con datos 
geológicos convencionales y geofísicos permite reducir significativamente los costos y 
riesgos de exploración y desarrollo de los campos petroleros y geotérmicos. 
Los principales objetivos de los estudios geológicos en la etapa de reconocimiento son: 
identificar y catalogar todas las manifestaciones que existan en la superficie, ya sean 
activas o fósiles; efectuar una evaluación preliminar de su significado con respecto a los 
procesos subterráneos que tienen lugar en el sistema petrolero y geotérmico; y 
recomendar las áreas para un estudio a mayor detalle. Esto se lleva a cabo examinando 
fotografías aéreas o imágenes de satélite y visitando el área para correlacionar los datos 
de éstas con la información obtenida en el campo (WEC, 2010). 
Hoy en día, las imágenes aéreas y satelitales ayudan a los científicos a detectar 
emanaciones naturales de petróleo y gas que migran desde las grandes profundidades de 
los océanos (Barriol et al., 2005), que permiten identificar yacimientos de hidrocarburos 
potenciales. 
Una vez terminado el reconocimiento del área, si se decide que la zona tiene 
posibilidades para su explotación, se continúa con la etapa de exploración, en la cual se 
debe preparar un mapa geológico a detalle del prospecto seleccionado y de las áreas 
circundantes. Este mapa debe incluir las manifestaciones superficiales y los rasgos 
geológicos (fallas, fracturas, distribución superficial y a profundidad de los diferentes tipos 
de rocas y su permeabilidad) que puedan contribuir a elaborar un modelo del sistema 
geotérmico o petrolero y recomendar la localización de los pozos exploratorios (WEC, 
2010). 
Las técnicas de geofísica superficial determinan las propiedades de densidad, magnéticas 
y acústicas de un medio geológico. Los métodos empleados en la exploración petrolera 
comprenden a las técnicas magnéticas, gravimétricas y sísmicas (tanto de refracción 
como de reflexión). 
Los métodos de gravimetría y magnéticos se utilizan solo cuando existe escaso 
conocimiento de la geología superficial y/o el espesor de los sedimentos tienen interés 
potencial de prospección. La gravimetría también permite determinar si existe una 
depositación de minerales hidrotermales con un contraste de densidad respecto a las 
34 
 
rocas del yacimiento; y la magnetometría puede ayudar a localizar algunas zonas donde 
la roca original ha sido desmagnetizada por la acción de los fluidos termales (WEC, 2010). 
En 1930 con gravimetría, se encontró un alto en el basamento hacia el oeste de la Faja 
de Oro y la subsecuente perforación llevó al descubrimiento del campo Poza Rica y a la 
formación Tamabra (Cuevas, 2002). 
El método de reflexión sísmica se utiliza universalmente para determinar la estructura 
geológica del subsuelo de una roca almacén en un área determinada. El método 
seleccionado dependerá del tipo de información que se necesite, la naturaleza de los 
materiales superficiales e inclusive hasta de la interferencia cultural. 
Para chapopoteras marinas, los sonares son una herramienta efectiva para el mapeo de 
escapes de gas y sus distribuciones espaciales (Leifer et al., 2010) puesto que las 
burbujas son fuertes scatters acústicos (e.g., Hornafius et al. 1999; Quigley et al. 1999). 
La geofísica ha sido de gran utilidad, como en el caso de una chapopotera identificada en 
el área marina de Angola, en África Occidental (ver Figura I. 26) donde la gravimetría de 
aire libre obtenidos de los datos del Satélite Europeo de Teledetección (ERS) permiten la 
identificación de áreas de altos valores gravimétricos que son el resultado de los 
sedimentos emitidos del Río Congo, conocidos como Abanico Congo. Los datos en 
curvas de contorno delineadas en rojo indican la presencia de chapopoteras. La fuente 
submarina de la chapopotera se localiza típicamente utilizando técnicas de sonar o 
sísmica de reflexión somera. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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La exploración superficial comprende una gran variedad de observaciones; desde las 
chapopoteras o gaseras (macrofiltraciones), o bien pequeños indicativos de trazas de 
hidrocarburos (microfiltraciones) o en su caso, alteraciones inducidas por hidrocarburos. 
Los métodos geoquímicos de superficie, se han empleado desde 1930, pero en la 
década de los 90 surgió un interés en los métodos superficiales de exploración y la 
geoquímica. El objetivo principal de los estudios geoquímicos para la industria petrolera, 
es establecer la presencia de la distribución de los hidrocarburos en el área para 
determinar la carga de hidrocarburo en leads (trampas parcialmente mapeadas no 
perforadas, con información insuficiente y/o de pobre calidad para precisar su riesgo 
exploratorio) y prospectos específicos. Las macro y microfiltraciones son evidencias 
directas de los hidrocarburos que se han generado termogénicamente, revelan la 
presencia de un sistema petrolero activo e identifican las zonas de la cuenca que son más 
prospectivas. Adicionalmente la composición de esa filtración puede indicar si la cuenca o 
play (grupo de yacimientos o prospectos con similitudes geológicas en su roca 
generadora, roca almacenadora, trampa, maduración, migración y preservación) serán 
productoras de aceite o gas. Si el objetivo es la evaluación individual de prospectos 
(trampa perforable dentro de un play) y leads; los estudios geoquímicos permiten realizar 
un análisis de riesgo más adecuado, identificando aquellos factores asociados a 
anomalías fuertes de hidrocarburos y cataloga a los prospectos con base a la carga 
probable de hidrocarburos. Para los proyectos