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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
UNIDAD TICOMÁN 
 
 
APLICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE 
POZO EN LA BÚSQUEDA Y CARACTERIZACIÓN 
PETROFÍSICA DE YACIMIENTOS DE SHALE GAS. 
 
T E S I S 
 
 
PARA OBTENER EL TÍTULO DE: 
INGENIERO GEOFÍSICO 
 
P R E S E N T A : 
GEORGINA GONZÁLEZ PÉREZ 
 
 
A S E S O R: 
DR. ENRIQUE COCONI MORALES 
 
 MÉXICO, DF. 2014 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DEDICADA CON AMOR A MI HIJO 
 DANTE RODRÍGUEZ GONZÁLEZ 
 
“La dicha de la vida consiste en tener siempre algo que hacer, alguien a quien amar y 
alguna cosa que soñar” Thomas Chalmers 
 
 
 We have not adequately advanced priorities like education, energy, science and 
technology, and health care. We must transform the way we use energy—diversifying 
supplies….By doing so, we will enhance energy security, create jobs, and fight climate 
change. 
 
 —2010 U.S. National Security Strategy 
 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
AGRADECIMIENTOS 
 
A MI HIJO DANTE, por su comprensión y paciencia infinita durante el tiempo que 
duró mi carrera y el desarrollo de esta tesis, pero sobre todo por ser la razón y motor 
de mi vida, logros, sueños y felicidad. Por ser la joya más preciada que tengo y que 
me obliga a funcionar y a ser mejor persona cada día y a quien protegeré cada día de 
mi vida, siendo su sonrisa lo que hace que valga la pena todo el sacrificio vivido. 
A MIS PADRES JORGE Y CARMEN, con amor, admiración y respeto por todo el 
apoyo y comprensión total que brindaron en esta vida de lucha y superación 
constante. Sabiendo que cada uno de mis logros han sido también suyos y que a 
pesar de los obstáculos enfrentados y que en algún momento parecieron imposibles 
gracias a ustedes soy la mujer que soy. 
A MI HERMANO J. MIGUEL, por su apoyo en los momentos difíciles, por siempre 
tener la razón y ser completamente honesto conmigo pero sobre todo por qué junto a 
él tengo los recuerdos más bonitos de mi niñez. 
A JORGE D.P. CERVANTES, por ser esa persona importante en mi vida que siempre 
estuvo lista para brindarme toda su ayuda, por su cariño, paciencia y comprensión, 
pero sobretodo porque prefirió sacrificar su tiempo para que yo pudiera cumplir con el 
mío. Porque me inspiró a ser mejor persona y me dió la mano cuando sentía que el 
camino se terminaba haciendo todo lo posible porque cumpliera mis sueños. 
AL DR. ENRIQUE COCONI MORALES, por cada una de sus enseñanzas y 
oportunidades brindadas en la carrera así mismo por su apoyo, confianza y consejos 
brindados para la elaboración de este proyecto de tesis. 
A CADA UNO MIS SINODALES, ALEJANDO MARAVILLAS, DANIEL DORANTES, 
EFREN MURILLO Y ROBERTO ZUÑIGA, por todo el tiempo y la dedicación brindada 
para la revisión de este proyecto de tesis, brindándome la oportunidad de realizar un 
mejor trabajo. 
A MIS COMPAÑEROS Y AMIGOS, por cada una de las experiencias vividas a lo 
largo de mi formación por ser parte de los momentos vividos y que sin duda serán 
recordados por siempre como una de las mejores etapas de mi vida. 
A CADA UNO DE MIS PROFESORES, por todos los conocimientos transmitidos así 
como consejos y experiencias que me brindaron para formarme como una persona 
preparada para los retos que pone la vida.
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
I 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
ÍNDICE 
LISTA DE FIGURAS.............................................................................................................................IV 
LISTA DE TABLAS...............................................................................................................................V 
RESUMEN..........................................................................................................................................VI 
ABSTRACT..........................................................................................................................................VII 
INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................1 
CAPÍTULO I: GENERALIDADES..........................................................................................................3 
1.1 ANTECEDENTES.......................................................................................................................3 
1.2 MARCO TEÓRICO.....................................................................................................................5 
1.3 OBJETIVOS...............................................................................................................................7 
1.4 LOCALIZACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE SHALE GAS MÁS IMPORTANTES EN NORTE 
AMÉRICA Y MÉXICO………………………………………………………………………………………………………………….8 
CAPÍTULO II: GEOLOGÍA DEL SHALE GAS.........................................................................................10 
2.1 CARACTERÍSTICAS DE LA LUTITA GASÍFERA………………………………………………………………………..10 
2.2 ¿QUÉ LO CONVIERTE EN UN PLAY DE SHALE GAS?................................................................11 
 2.2.1 ¿QUÉ ES UN “SWEET SPOT”?…………………………………………………………………………………….12 
2.2.2 REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (Ro)………………………………………………………………………..13 
 2.3 CONTENIDO ORGÁNICO TOTAL (TOC)………………………………………………………………………………..14 
 2.3.1 MADUREZ DEL KERÓGENO…………………………………………………………………………………………16 
 2.3.2 EVALUACIÓN DEL POTENCIAL GENERADOR DE LAS ROCAS………………………………………..17 
 2.4 EVALUACIÓN DEL GAS EN SITIO (GIP)…………………………………………………………………………………..18 
 2.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS PLAYS PRODUCTORES MÁS IMPORTANTES………………………………..19 
 2.5.1 ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA…………………………………………………………………………..……..19 
 2.5.2 MÉXICO……………………………………………………………………………………………………………………..38 
CAPÍTULO III: REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO…………………………………………………………………..……..51 
3.1 TIPOS DE REGISTROS……………………………………………………………………………………………………….….53 
3.2 REGISTRO DE DENSIDAD……………………………………………………………………………………………..………54 
 3.2.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..54 
 3.2.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO…………………………………………………………………………………..55 
 3.2.3 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………….……..56 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
II 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 3.2.4 OBTENCIÓN DE LA DENSIDAD DE LA FORMACIÓN…………………………………………………….56. 
3.2.5 OBTENCIÓN DE LA POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO DE DENSIDAD…………………….56 
3.3 REGISTRO DE NEUTRÓN……………………………………………………………………………………………………..57 
 3.3.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..58 
 3.3.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO………………………………………………………………………………..…60 
 3.3.3 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………………..60 
3.4 REGISTRO SÓNICO………………………………………………………………………………………………………………61 
 3.4.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..61 
 3.4.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO…………………………………………………………………………………..62 
 3.4.3 APLICACIONES……………………………………………………………………………………………………………63 
 3.4.4 CÁLCULO DE POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO SÓNICO………………………………….…...63 
3.5 REGISTRO DE RAYOS GAMMA………………………………………………………………………………………….…64 
 3.5.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..64 
 3.5.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO……………………………………………………………………………….…65 
 3.5.3 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………………..65 
3.6 REGISTRO DE ESPECTROMETRÍA………………………………………………………………………………………...66 
 3.6.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..663.6.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO………………………………………………………………………………..…67 
 3.6.3 APLICACIONES……………………………………………………………………………………………………………68 
3.7 REGISTRO DE RESISTIVIDAD………………………………………………………………………………………………..68 
 3.7.1 FUNDAMENTO……………………………………………………………………………………………………….….68 
 3.7.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO………………………………………………………………………………..…69 
 3.7.3 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………………..70 
3.8 REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO…………………………………………………………………………..…70 
 3.8.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..71 
 3.8.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO…………………………………………………………………………………..71 
 3.8.3 APLICACIONES……………………………………………………………………………………………………………72 
3.9 CALIPER…………………………………………………………………………………………………………………………..…73 
 3.9.1 FUNDAMENTO………………………………………………………………………………………………………….73 
 3.9.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO………………………………………………………………………………....73 
 3.9.3 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………………..74 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
III 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
3.10 REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA…………………………………………………………………….......74 
 3.10.1 FUNDAMENTO………………………………………………………………………………………………………..74 
 3.10.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO…………………………………………………………………………….….75 
 3.10.3 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD A PARTIR DEL REGISTRO DE RESONANCIA 
MAGNÉTICA……………………………………………………………………………………………………………………….76 
 3.10.4 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………….….77 
CAPÍTULO IV: MÉTODOS PARA LA DETECCIÓN DE ZONAS DE SHALE GAS......................................78 
4.1 RESPUESTA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS CONVENCIONALES EN LUTITAS………………………78 
4.2 TÉCNICAS DE CLASIFICACIÓN DE ROCAS…………………………………………………………………………..…81 
4.3 IMPORTANCIA DEL ANÁLISIS DE NÚCLEO EN LA EVALUACIÓN DE PLAYS NO 
CONVENCIONALES……………………………………………………………………………………………………………..82 
 4.3.1 EVALUACIÓN DE NÚCLEOS……………………………………………………………………………………..…….83 
4.4 CÁLCULO DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS CLAVE DEL YACIMIENTO DE SHALE GAS….…89 
 4.4.1 GAS EN SITIO ……..…………………………………………………………………………………………………….91 
 4.4.2 CÁLCULO DE TOC…………………………………………………………………………………………………..….96 
 4.4.3 ESTIMACIÓN DE LAS PROPIEDADES IN-SITU DEL HIDROCARBURO……………………………113 
 4.4.4 ESTIMACIÓN DE LA DENSIDAD MINERAL DE GRANO………………………………………………..116 
 4.4.5 ESTIMACIÓN DEL CONTENIDO DE ARCILLA………………………………………………………………117 
 4.4.6 POROSIDAD……………………………………………………………………………………………………………..118 
 4.4.7 ESTIMACIÓN DE LA PERMEABILIDAD (K)……………………………………………………………….…121 
 4.4.8 ZONAS DE PAGA………………………………………………………………………………………………………122 
 
CONCLUSIONES………………………………………………………………………………………………………………………….123 
RECOMENDACIONES……………………………………………………………………………………………………………...…123 
 
ANEXO 1: COMPARACIÓN ENTRE LOS PLAYS MÁS IMPORTANTES DE ESTADOS UNIDOS DE 
AMÉRICA………………………………………………………………………………………………………………......................124 
ANEXO 2: TOC vs. COLOR DE LUTITAS………………………………………………………………………………………..127 
 
BIBLIOGRAFÍA.................................................................................................................................128 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
IV 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
 LISTA DE FIGURAS 
 
 
 CAPÍTULO 1 
 
Figura 1.1 Pozo Emergente-1, ubicado en el municipio de Hidalgo, Coahuila…….................................4 
Figura 1.2 Comparación en la explotación de gas entre un play convencional y uno no 
convencional…………………………………………………………………………………………7 
Figura 1.3 Mapa mundial de las cuencas de Shale gas a nivel mundial…………………………………...8 
Figura 1.4 Mapa de la localización y extensión de los plays lutita más grandes………………………….9 
Figura 1.5 Mapa de localización de zonas potenciales de Shale Gas en México………………………...9 
 
CAPÍTULO 2 
 
Figura 2.1 Esquema del incremento de permeabilidad de acuerdo al tipo de yacimiento……………..…12 
Figura 2.2 Diagrama de Van Krevelen…………………………………………………………………….……15 
Figura 2.3 Transformación térmica del kerógeno……………………………………………………………..16 
Figura 2.4 Sección estratigráfica del yacimiento Barnett……………………………………………………..20 
Figura 2.5 Columna estratigráfica del yacimiento Barnett…………………………………………………....20 
Figura 2.6 Sección estratigráfica del play Haynesville………………………………………………………..22 
Figura 2.7 Columna estratigráfica del play Haynesville………………………………………………………22 
Figura 2.8 Sección estratigráfica de la cuenca HornRiver………………………………………………...…24 
Figura 2.9 Columna estratigráfica de la cuenca HornRiver………………………………………………….25 
Figura 2.10 Sección estratigráfica del play Marcellus………………………………………………………….27 
Figura 2.11 Columna estratigráfica del play Marcellus………………………………………………………...28 
Figura 2.12 Sección estratigráfica del play Bakken…………………………………………………….………30 
Figura 2.13 Columna estratigráfica del play Bakken…………………………………………………………...31 
Figura 2.14 Sección estratigráfica del play Eagle Ford……………………………………………………...…33 
Figura 2.15 Columna estratigráfica del play Eagle Ford……………………………………………………….34 
Figura 2.16 Ubicación de los principales plays del Cretácico Sup.y Jurásico Sup. en el Norte de 
México………………………………………………………………………………………………..38 
Figura 2.17 Posición estratigráfica de los plays ubicados en rocas del Cretácico y Jurásico 
Superior……………………………………………………………………………………………....39 
Figura 2.18 Características geológicas y petrofísicas de las principales cuencas de Shale gas………....40 
Figura 2.19 Gráficos comparativos entre las cuencas Burro-Picachos, Tampico-Misantla, Burgos, 
Sabinas, Veracruz y Chihuahua…………………………………………………………………...41 
Figura 2.20 Ubicación de los pozos Emergente-1 y Habano-1 en el área de Sabinas………………….….42 
Figura 2.21 Ubicación del pozo Arbolero-1 en el área Sabinas-Burro-Picachos…………………………….43 
Figura 2.22 Ubicación del pozo Limonaria-1 en la cuenca Tampico-Misantla……………………………….45 
Figura 2.23 Ubicación de las zonas prospectivas en los plays Pimienta y Agua Nueva en la Cuenca 
Tampico-Misantla…………………………………………………………………………………….46 
Figura 2.24 Presencia y tipo de hidrocarburo en la formación Pimienta……………………………………...46 
Figura 2.25 Mapas de madurez térmica espesor y profundidad de las estructuras en la formación 
Pimienta………………………………………………………………………………………….……47 
Figura 2.26 Configuración estructural en profundidad del Cretácico Eagle Ford Inferior………………...…48 
Figura 2.27 Sección sísmica del pozo Emergente-1………………………………………………………….…50 
 
 
 
 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
V 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
CAPÍTULO 3 
 
Figura 3.1 Esquema del efecto Compton………………………………………………………………........54 
Figura 3.2 Registro de densidad……………………………………………………………………………....55 
Figura 3.3 Registro de neutrón………………………………………………………………………………...60 
Figura 3.4 Registro sónico……………………………………………………………………………………...62 
Figura 3.5 Registro de rayos gamma………………………………………………………………………….65 
Figura 3.6 Registro de espectrometría………………………………………………………………………..67 
Figura 3.7 Parámetros de la zona infiltrada…………………………………………………………………..69 
Figura 3.8 Registro de resistividad………………………………………………………………………........69 
Figura 3.9 Esquema del potencial electrocinético……………………………………………………………71 
Figura 3.10 Registro de potencial espontáneo…………………………………………………………………72 
Figura 3.11 Registro Caliper…………………………………………………………………………………......73 
Figura 3.12 Medición de la porosidad………………………………………………………………………......75 
Figura 3.13 Registro de resonancia magnética………………………………………………………………..76 
 
CAPÍTULO 4 
 
Figura 4.1 Modelo petrofísico para los componentes volumétricos de una matriz de arcilla……………85 
Figura 4.2 Isoterma de Langmuir………………………………………………………………………………93 
Figura 4.3 Isoterma de adsorción para diferentes contenidos de gas…………………………….............95 
Figura4.4 Composición de una roca generadora según la madurez de su materia orgánica……….....97 
Figura 4.5 Registros utilizados para el cálculo de …………………………………………………...100 
Figura 4.6 Gráfica cruzada TOC vs. ………………………………………………………………...101 
Figura 4.7 Gráfico del nivel de LOM vs. Ro…………………………………………………………………..101 
Figura 4.8 Guía de interpretación de respuestas observadas en los registros de resistividad y 
sónico……………………………………………………………………………………………….102 
Figura 4.9 Ejemplo de la aplicación del método de Passey………………………………………………..104 
Figura 4.10 Método RG-Rt….……………………………………………………………………………..…….111 
Figura 4.11 Problema de la porosidad……………………………………………………………………........119 
Figura 4.12 Esquema de la riqueza orgánica de la lutita, agua e hidrocarburo que la componen……...120 
 
 
LISTA DE TABLAS 
CAPÍTULO 2 
 
Tabla 2.1 Contenido orgánico de la roca……………………………………………………………….………18 
Tabla 2.2 Características geológicas de los principales yacimientos de Estados Unidos de 
América……………………………………………………………………………………………......35 
Tabla 2.3 Extensión total y volumen de gas total y en sitio de los yacimientos de Estados Unidos de 
América………………………………………………………………………………………………...35 
Tabla 2.4 Propiedades físicas de los principales plays de Estados Unidos de América…………………...36 
Tabla 2.5 Propiedades petrofísicas de los principales yacimientos de Estados Unidos de América…....36 
Tabla 2.6 Contenido de material arcilloso de los principales plays de Estados Unidos de América..........36 
 
CAPÍTULO 4 
Tabla 4.1 Resumen de métodos para determinar Carbón orgánico total a partir de registros……………80 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
VI 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
RESUMEN 
Los recursos en los plays de lutita se han convertido en un creciente interés en la 
búsqueda de los futuros suministros de energía así mismo la industria petrolera ha 
progresado de yacimientos convencionales a no convencionales de baja permeabilidad 
como los yacimientos de Shale Gas. En consecuencia, la caracterización petrofísica de 
los mismos se ha convertido en un factor importante para la identificación de los “Sweet 
Spots”. 
Tradicionalmente, las caracterizaciones petrofísicas se han basado en núcleos. Sin 
embargo, el proceso de extracción de muestras es costoso. Aunque el registro 
proporciona una clara ventaja, al proporcionar la medición continua de datos a través de 
la profundidad, las mediciones basadas en el núcleo todavía se consideran superiores y 
más confiables. Por lo tanto cuando la mineralogía, la densidad de grano, porosidad y 
TOC (Contenido Orgánico Total) están disponibles, es posible desarrollar un modelo 
petrofísico. El modelo posteriormente, se puede aplicar en otros pozos con acceso 
limitado o sin datos de núcleo. 
Sin embargo, la calibración de núcleo-registros en plays no convencionales se lleva a 
cabo actualmente por las empresas de servicios que utilizan un conjunto completo de 
registros, incluyendo registros geoquímicos. Este proyecto analiza una calibración 
núcleo-registros en lutitas gasíferas que no utiliza registros geoquímicos con el fin de 
desarrollar una metodología para la realización de un modelo petrofísico, lo que hace 
posible la estimación de la mineralogía, porosidad, gas adsorbido y saturación de fluido. 
La metodología propuesta permite la caracterización petrofísica económica, ya que 
emplea el uso de registros de pozos limitados (Rayos Gamma, Densidad / Neutrón, 
Sónico y Resistividad) que se encuentran comúnmente disponibles para cada pozo. 
 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
VII 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
ABSTRACT 
Shale plays resources have become of increasing interest in the quest for the future 
energy supplies and the petroleum industry has progresses from conventional reservoirs 
to low matrix permeability unconventional Shale play reservoirs. Consequently, 
petrophysical characterization of these unconventional reservoir has become extremely 
important for identifying sweet spots. 
Traditionally, the petrophysical characterizations have been based on cores. However, 
the coring process is expensive. Although logging provides a distinct advantage by 
providing continuous measurement of data over the depth, the core-based 
measurements are still considered better and more reliable. Hence when core data such 
as mineralogy, grain density, porosity and TOC (Total Organic Carbon) are available, it is 
possible to develop a petrophysical model using those core data as a guide. The model 
can then be applied in other wells with limited or no core data. 
However, log-core calibration in unconventional reservoir is currently performed by 
service companies using a full suite of logs including geochemical logs. This project 
attempts a log-core calibration in shale gas reservoir that does not use geochemical logs 
to develop a methodology for performing a petrophysical model, which makes prediction 
of mineralogy, porosity, adsorbed gas and fluid saturation. The proposed methodology 
makes petrophysical characterization economical as it employs the use of limited well 
logs (Gamma ray, Density/Neutron Logs, Sonic Log and Resistivity Log) that are 
commonly available during well development. 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
- 1 - 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
INTRODUCCIÓN 
En una prospectiva el gas natural será el combustible fósil con mayor demanda a 
nivel mundial, éste sin duda es el menos contaminante de los combustibles fósiles 
existentes y con menor emisión de bióxido de carbono a la atmósfera. En el caso 
de México, es importante el desarrollo de proyectos exploratorios que nos 
permitan incluir en esta nueva “Era dorada”, denominada así por la Agencia 
Internacional de Energía (AIE), la cual incluye un escenario cuyo consumo de gas 
supera al del carbón antes del 2030 y al del petróleo pocos años después, 
llegando a representar un cuarto del consumo mundial de energía en 2035. 
El shale gas también llamado gas de lutita es un gas del tipo no convencional, 
producido en un tipo de roca sedimentaria de baja permeabilidad, derivada de 
fuentes clásticas que a menudo incluyen limolitas y arcillas, conocidas como 
lutitas. Las rocas clásticas sedimentarias están compuestas de fragmentos de 
rocas que han sido erosionadas, transportadas, depositadas y litificadas en 
nuevas rocas. Las lutitas se caracterizan por tener rico material orgánico conocido 
como kerógeno, que se distribuye a lo largo de dichos fragmentos y el cual 
representa una característica decisiva en este tipo de yacimientos no 
convencionales. 
Uno de los detonadores del nuevo interés de México en este tipo de 
yacimientos radica en el éxito que se ha observado en el fracturamiento hidráulico, 
revolucionando a la industria del gas natural frente a los demás combustibles 
fósiles. El gas de lutita representa la mitad de la base estimada de recursos de gas 
natural y se encuentra mejor distribuido que los recursos convencionales. Sin 
embargo a pesar del gran optimismo sobre las reservas de shale gas existe una 
falta de conocimiento, ya que solo se ha perforado un pozo exploratorio en 
Coahuila en la formación Eagle Ford ubicado en la provincia geológica de 
Sabinas-Burro-Picacho (Estrada J., 2011). 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
- 2 - 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
Para avanzar en la exploración y explotación del shale gas, es necesario de 
estudios geofísicos, geológicos y petrofísicos, así como de evaluaciones 
ambientales, sociales y de implementación de infraestructura que nos permitanla 
aplicación de nuevas tecnologías. El uso y disposición de agua de fluidos, así 
como la contaminación de mantos freáticos son factores de riesgos en las 
explotaciones, ya que durante la misma es necesario el uso de entre 7 a 15 
millones de litros de agua para perforar y fracturar un pozo así como de la 
aplicación de químicos que faciliten dicho fracturamiento. 
Es importante recordar que cada cuenca de shale gas es distinta por lo que 
cada una presenta un reto específico, en el cual la utilización de los registros 
geofísicos de pozo, como el Registro de Imágenes Microeléctricas , Registro de 
Resonancia Magnética , Registro de Rayos Gamma , Registro Sónico, Registro de 
Neutrón y Registro de Densidad entre otros, así como de su complementación con 
sísmica, ha llevado a través de los años a demostrar que para que un yacimiento 
de shale gas sea productivo, es necesario tomar en cuenta como características 
principales el espesor, permeabilidad, porosidad y temperatura así como 
contenido de materia orgánica para lograr la adecuada localización y 
caracterización de las zonas con potencial de explotación. 
Durante el presente trabajo se realizó una recopilación de la información más 
relevante de las cuencas de shale gas con mayor producción de Estados Unidos 
de América para su análisis y comparación con las cuencas ubicadas en México. 
De igual forma se determinaron los parámetros petrofísicos útiles en la 
caracterización de yacimientos de shale gas, como lo son cálculo de TOC, 
porosidad, volumen de gas adsorbido, entre otros, por medio de la utilización de 
registros geofísicos de pozo. Finalmente se plantearon los distintos métodos para 
el cálculo de las propiedades clave de un yacimiento, así mismo se explicó la 
importancia de la calibración de núcleos con los datos de registros obtenidos, para 
una mejor evaluación, interpretación y detección correcta de los “sweet spots”. 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
- 3 - 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
CAPÍTULO I: GENERALIDADES 
1.1 ANTECEDENTES 
América es considerada uno de los continentes con mayor potencial de 
explotación de yacimientos no convencionales de gas, lo que promueve el 
desarrollo de nuevas tecnologías que permitan la evaluación y extracción de 
grandes reservas de gas atrapadas en formaciones de lutitas. 
 Entre los primeros países dedicados al análisis de este tipo de yacimientos se 
encuentra Estados Unidos de América, cuya primera extracción de gas de lutita se 
remonta a 1820, en Fredonia, NY. Sin embargo, su utilización se limitaba a 
operaciones de pequeña escala, por lo que no fue considerado de importancia 
significativa por siglo y medio. Fue hasta la década de 1970-1980 que los 
esfuerzos por aplicar la técnica de fracturamiento hidráulico a depósitos de lutitas, 
hasta entonces utilizada en yacimientos convencionales de gas, arrojaron 
resultados favorables. Sin embargo a pesar de los resultados obtenidos, debido a 
la compleja geología que se presentaba en los depósitos de lutitas así como de 
la falta de conocimientos acerca de estos, fue prácticamente imposible la 
realización del fracturamiento. 
Fue hasta el siglo XX cuando comenzó a extraerse este recurso, una vez que 
los geocientíficos habían realizado miles de estudios acerca de estos depósitos a 
lo largo de esos años. En años recientes el interés acerca del estudio de éstos ha 
incrementado en la búsqueda de futuras fuentes de energía, de igual manera la 
industria ha progresado de únicamente trabajar depósitos convencionales a 
actualmente trabajar con depósitos no convencionales de lutita con muy baja 
permeabilidad y alta porosidad. 
En el caso de México fue hasta el año 2010 que PEMEX Exploración y 
Producción (PEP), inició de manera sistemática la evaluación del potencial 
asociado a este recurso no convencional. 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
- 4 - 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
Se inició la perforación del primer pozo emergente ubicado en el municipio de 
Hidalgo, Coahuila el 13 septiembre del 2010 y concluyó su perforación el 17 de 
febrero del 2011, resultando éste un pozo productor de gas seco con un gasto de 
gas de 2.767 millones de pies cúbicos al día (Morales C., 2011). 
El pozo Emergente-1 es un pozo con una profundidad vertical de 2550m y de 
profundidad lateral 4071m, en el que se probaron 17 intervalos y en el cual fueron 
fracturadas las lutitas para que el pozo pudiera fluir (Figura 1.1). 
 
Figura 1.1 Pozo Emergente-1 ubicado en el municipio de Hidalgo, Coahuila. En donde es posible observar la columna 
geológica programada por PEMEX. (Morales C., 2011) 
 
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- 5 - 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
1.2 MARCO TEÓRICO 
Los recursos de gas natural se dividen en dos categorías: convencionales y no 
convencionales. 
Los gases convencionales son típicamente encontrados en yacimientos con 
permeabilidades mayores a 1 milidarcy (mD) y pueden ser extraídos por técnicas 
tradicionales de bajo costo, en contraste los gases no convencionales son 
encontrados en yacimientos con permeabilidades bajas menores a 1 mD y su 
extracción resulta compleja. 
Existen varios tipos de recursos no convencionales pero los tres más comunes 
son: Gas asociado al carbón (Coal Bed Methane), Tight gas, y Shale gas (Gas de 
lutita). 
El Shale gas, es un gas natural producido en un tipo de roca sedimentaria 
laminada de baja permeabilidad rica en materia orgánica, derivada de rocas 
clásticas, conocida como lutita la cual está compuesta de una mezcla de 
materiales arcillosos y pequeños fragmentos de partículas minerales de cuarzo, 
dolomita y calcita. La litología de las unidades generadoras-almacenadoras 
normalmente incluye intercalaciones de caliza arcillo-carbonosa o areniscas de 
grano fino, las cuales son más susceptibles al fracturamiento natural o inducido. 
Los depósitos de lutita se generan en ambientes de deposición no someros, 
moderadamente profundos y son considerados dependiendo del tipo, calidad y 
madurez de su kerógeno (fracción de materia orgánica contenida en las rocas 
sedimentarias).En el caso del Shale gas contiene generalmente un kerógeno tipo 
III, el cual es caracterizado por tener bajos valores de hidrógeno sobre carbono 
(H/C), así como alto de oxígeno sobre carbono (O/C), provisto por restos 
macerados de plantas terrestres. Entre otras de sus características se encuentra 
que tienen un contacto entre agua o gas nulo o irrelevantes así mismo el 
 
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Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
porcentaje de gas en adsorción es de un 50% y el contenido orgánico total (TOC) 
>2 %. 
El TOC es referido a la concentración total de kerógeno en la roca, expresado 
como porcentaje por peso. La madurez térmica de las rocas es la medida de la 
temperatura en el cual la materia orgánica contenida es calentada y 
potencialmente convertida en hidrocarburo líquido o gaseoso. 
Ésta es medida utilizando la reflectancia de vitrinita (%Ro), en el caso de 
yacimientos de shale gas sus rangos de madurez se encuentran en el fin o mayor 
a la ventana del aceite (Reflectancia de vitrinita >1.3%). 
En áreas donde se localizan las fuentes convencionales las lutitas son 
encontradas en las rocas de los estratos profundos y que pudiesen ser la fuente 
de hidrocarburos que migraron hacia la parte superior por medio de fisuras o 
fracturas existentes en la roca. La baja permeabilidad de la roca ocasiona que la 
roca atrape el gas y evite una posible migración ya que el tamaño de sus poros es 
muypequeño. El gas es guardado en las fracturas o en los espacios de los poros 
así mismo puede ser adsorbido sobre el material orgánico. Sin embargo con los 
avances tecnológicos en perforación es posible la extracción y explotación 
comercial de este recurso. 
Las lutitas ricas en materia orgánica son rocas que bajo ciertas condiciones de 
temperatura y presión generan, liberan y atrapan hidrocarburos, lo que las 
convierte en rocas generadoras de los plays convencionales y en sí mismas 
forman el play no convencional. 
A continuación en la Figura 1.2 podemos observar una comparación entre los 
distintos procesos de exploración, desarrollo y explotación entre ambos tipos de 
play. Es importante hacer mención que la explotación actual de gas de lutitas 
supone una perforación y fracturamiento masivo. 
 
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Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
Figura 1.2 Comparación en la explotación de gas entre un play convencional y uno no convencional. (IMP, 2013) 
 
1.3 OBJETIVOS 
Objetivo General 
- Analizar las características petrofísicas principales de un yacimiento 
de shale gas, por medio de la utilización de registros geofísicos de 
pozo con el fin de determinar su viabilidad económica. 
Objetivos Particulares 
- Análisis y comparación entre distintos yacimientos de shale gas con 
el fin de analizar diferencias y similitudes. 
- Análisis de las características geológicas y petrofísicas que dan 
origen a un yacimiento de shale gas. 
- Análisis del cálculo de las propiedades petrofísicas clave de un 
yacimiento con el fin de determinar una metodología para la 
caracterización de yacimientos de shale gas utilizando registros 
convencionales. 
 
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Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
1.4 LOCALIZACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE SHALE GAS MÁS 
IMPORTANTES EN NORTE AMÉRICA Y MÉXICO. 
Una estimación inicial muestra que existen 48 grandes cuencas de Shale Gas 
en 32 países a nivel mundial como se muestra en la Figura 1.3. 
 
Figura 1.3 Mapa mundial de las cuencas de Shale gas a nivel mundial. (U.S.Energy Information Administration, 2011) 
 
- ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA 
Basados en estudios recientes los Estados Unidos de América tiene 
aproximadamente 1836 trillones de pies cúbicos de gas de lutita distribuidos en 
todo su territorio, la Figura 1.4 nos muestra una vista de los plays de lutita en este 
territorio. Los plays son modelos iniciales que combinan un cierto número de 
factores geológicos con el resultado de la existencia de acumulaciones de gas en 
un determinado nivel estratigráfico de la cuenca. 
 
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Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
Figura 1. 4 Mapa de la localización y extensión de los plays de lutita más grandes. Así mismo se muestran las 
cuencas sedimentarias en donde los plays se encuentran. (U.S Energy Information Administration, 2011) 
- MÉXICO 
Considerando el conocimiento geológico obtenido en los últimos años por 
PEMEX Exploración y Producción, se ha estimado un potencial de 250 mil trillones 
de pies cúbicos de gas. Se considera que podrían existir condiciones favorables 
en cinco provincias geológicas Sabinas-Burro-Picachos (donde fue perforado el 
pozo Emergente-1), Chihuahua, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz (Figura 
1.5). 
 
Figura 1.5 Mapa de localización de zonas potenciales de Shale Gas en México, en donde se observan las formaciones 
que contiene cada provincia geológica. (Morales C., 2011) 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
CAPÍTULO II: GEOLOGÍA DEL SHALE GAS 
 
2.1 CARACTERÍSTICAS DE LA LUTITA GASÍFERA 
Alrededor de 360-415 millones de años durante el periodo Devónico- Misisípico 
de la Tierra, las gruesas lutitas, que actualmente están almacenando gas natural, 
fueron depositadas como limo fino y partículas de arcilla al fondo de cuerpos de 
agua sellados, a la par plantas primitivas y los primeros anfibios producían metano 
que era quemado con los sedimentos, el cual escapó hacia capas de rocas 
arenosas adjuntas a las lutitas formando acumulaciones de gas. 
Las lutitas gasíferas no convencionales como se mencionó en el capítulo 
anterior son rocas sedimentarias ricas en materia orgánica de grano fino, las 
cuales funcionan como fuente y yacimiento (formado por estratos mineralizados 
superpuestos ubicados dentro de un yacimiento cuya distribución es variable). 
Éstas se encuentran formadas por minerales arcillosos (kaolinita, illita, clorita), 
cuarzos, carbonatos (calcita, dolomita, aragonita), feldespatos, anhidritas, piritas y 
apatitas; sin embargo la arcilla predomina sobre los demás componentes. 
En las lutitas el gas ocupa los espacios de los poros y la materia orgánica lo 
adsorbe en su superficie. Normalmente las lutitas más gruesas con mejor 
contenido de materia orgánica son las que producen gas con mayor viabilidad 
económica. Dicha materia orgánica debido a la acción bacterial es convertida en 
componentes poliméricos de alto peso molecular bajo condiciones anaeróbicas. 
Éstos compuestos poliméricos son llamados kerógeno y los cuales conforme a su 
madurez (en función de la temperatura) son convertidos en hidrocarburo. 
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos principalmente formados por un 
90% de metano ) sin embargo también contiene bajos porcentajes de butano, 
etano, propano y otros gases. 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
El shale gas es inodoro e incoloro y cuando es encendido libera gran cantidad 
de energía limpia ya que genera menores cantidades de emisiones dañinas a 
comparación con el aceite y carbón. Éste es encontrado bajo la superficie de la 
tierra y en algunos casos se encuentra asociado a depósitos de aceite. En 
términos de su composición química es típicamente un gas seco (con cantidades 
menores de otros hidrocarburos) cuya acumulación se da en estratos cerca de 
areniscas y yacimientos carbonatados. 
2.2 ¿QUÉ LO CONVIERTE EN UN PLAY DE SHALE GAS? 
El shale gas es encontrado en plays de lutita los cuales son referidos a 
formaciones de lutita contenedoras de acumulaciones significantes de gas natural 
que comparten propiedades geológicas y geográficas similares. Su fina capa 
laminada de arcillas y otros sedimentos provoca una permeabilidad limitada 
horizontalmente y verticalmente, esta baja permeabilidad provoca que los gases 
queden atrapados y no puedan moverse fácilmente a través de la roca a 
excepción de extensiones de tiempo geológico de millones de años. 
Existen 4 características de suma importancia para considerar en un play de 
shale gas (Rokosh C. et al., 2009): 
1) Madurez de la materia orgánica 
2) Tipo de gas generado y almacenado en el yacimiento (biogenético o 
termogénico) 
3) Contenido de TOC 
4) Permeabilidad del yacimiento (Figura 2.1). 
El Shale gas a pesar de ser una mezcla de gases puede ser producido de dos 
maneras: termogénicamente y biogénicamente, el primero producido a partir del 
agrietamiento de la materia orgánica o del agrietamiento del aceite, el segundo es 
producido a partir de microbios en áreas de recarga de agua fresca. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
El gas termogénico se encuentra asociado a la madurez de la materia orgánica 
sujeta a altas temperatura y presión. Como se mencionóanteriormente ésta 
madurez orgánica usualmente es expresada en términos de la reflectancia de la 
vitrinita (%Ro), en el caso de un play de shale gas se requiere de un valor 
aproximado de entre 1.0%-1.1% de Ro (Rokosh C., et al., 2009) lo que nos indica 
que la materia orgánica se encuentra lo suficientemente madura para generar gas, 
a diferencia de éste el gas biogénico se encuentra asociado a materia orgánica ya 
sea madura o no y es normalmente utilizado en las reservas de shale gas. 
 
Figura 2.1 Esquema del incremento de permeabilidad de acuerdo al tipo de yacimiento, en donde se puede observar 
la baja permeabilidad de los gases no convencionales debido a su rango en nD. (Amit S., Halliburton, 2009) 
2.2.1 ¿QUÉ ES UN “SWEET SPOT”? 
Es un término coloquial referido a un sitio o área de estudio dentro de un play 
que representa la mejor producción o la producción potencial. En un yacimiento de 
shale gas se puede definir por la riqueza o espesor de la roca generadora, por los 
fracturamientos naturales o por otros factores, obtenidos a partir del uso de datos 
geológicos como lo son análisis de núcleo, datos de registros geofísicos de pozo o 
datos sísmicos (Schlumberger , 2013). 
 
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Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
2.2.2 REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (Ro) 
Es una sustancia brillante que sirve como herramienta útil para la evaluación de 
la maduración de los kerógenos y se encuentra formada por alteraciones de la 
lignina y la celulosa en las paredes vegetales. Una vez que es incrementada la 
temperatura, la vitrinita experimenta reacciones complejas de aromatización lo 
que se traduce en un incremento de la reflectancia. Dado que la reflectancia 
aumenta con la temperatura es posible correlacionarla con los rangos de 
temperatura para la generación de hidrocarburos. 
La reflectividad (R) es medida por medio de un microscopio provisto de un 
fotómetro. 
 Las mediciones de la reflectancia de la vitrinita son calibradas en función de la 
reflectancia del vidrio o de los minerales y cuyas mediciones representan el 
porcentaje de luz reflejado en el gas (Ro). Cuando se determina un valor medio de 
reflectancia se le denomina como Rm. 
Como indicadores de madurez térmica los valores de Ro, variarán entre un tipo 
de kerógeno y otro. Dado que el rango de temperatura de la ventana gas va más 
allá de la del petróleo, los valores de Ro para gas mostrarán un incremento sobre 
los del petróleo. 
Por lo tanto los valores de maduración altos (Ro>1.5%) generalmente indican la 
presencia de gas seco, los valores de maduración intermedios (1.1%<Ro<1.5%) 
indican la presencia de gas con un tendencia hacia la generación de petróleo. 
Ahora bien el gas húmedo es posible encontrarlo en un rango de 
(0.8%<Ro<1.1%). Los valores bajos indican la presencia predominante de 
petróleo, mientras que Ro<0.6 % indica kerógeno inmaduro. 
 
 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
2.3 CONTENIDO ORGÁNICO TOTAL (TOC) 
 
El contenido orgánico total es uno de los principales atributos del shale gas y 
nos representa la riqueza orgánica de un yacimiento, que en conjunto con el 
grosor de la lutita y madurez orgánica nos determina la viabilidad económica. El 
TOC es referido a aquellos restos de vida que fueron preservados en las rocas 
sedimentarias después de su degradación por procesos químicos o 
bacteriológicos y que es conocido como kerógeno como se mencionó 
anteriormente. 
 
 La maduración térmica del kerógeno en la lutita (que bajo condiciones de 
presión y temperatura se convierte en gas) se encuentra en función de la 
profundidad y su proximidad a las fuentes de calor. 
 
Existen varios tipos de kerógeno (es importante mencionar que el tipo de 
kerógeno determinará el tipo de hidrocarburo a ser generado) entre los 
principales se encuentran (Figura 2.2): 
 
- Tipo I: alto valor de H y bajo de O, generado predominantemente en 
ambientes lacustres y en algunos casos marinos. Proviene de materia 
algácea, planctónica o de otro tipo que ha sido re-elaborada por la 
acción de bacterias y microorganismos que habitan en el sedimento. No 
son abundantes. 
 
- Tipo II: alto valor de H y bajo de C, generado en medios reductores que 
existen en ambientes marinos de profundidad moderada, este tipo de 
kerógeno proviene de restos de plancton re-elaborado por bacterias de 
ambiente marino. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
- Tipo III: Proviene principalmente de restos vegetales terrestres 
depositados en ambientes marinos o no marinos, someros a profundos. 
Posee menor contenido de H y mayor contenido de O que los de tipo II y 
III y en consecuencia genera mayor gas seco. 
- Tipo IV: alto valor de C y ausencia de H, proviene de sedimentos re-
depositados después de la erosión. Antes de la sedimentación puede 
haber sido alterado por procesos de meteorización subárea, combustión 
u oxidación biológica en pantanos o suelos por restos macerados de 
plantas terrestres y puede generar gas. Se le considera una forma de 
carbono muerto sin potencial para la generación de hidrocarburos. 
 
 
Figura 2.2 Diagrama de Van Krevelen, el cual muestra la evolución del kerógeno por el aumento del calor durante el 
sepultamiento. Durante este proceso el kerógeno pierde oxígeno al emitir CO2 y H2O, luego comienza a perder 
hidrógeno al liberar hidrocarburos. (Kreschnick J., 2007) 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
2.3.1 MADUREZ DEL KERÓGENO 
 
Los procesos geológicos para la conversión de materia orgánica en 
hidrocarburos requieren de calor y tiempo. Dicho calor aumenta de manera 
gradual conforme la materia orgánica es sepultada a mayor profundidad. Durante 
este proceso la actividad microbiana convierte parte de la materia orgánica en gas 
metano biogénico. Con el sepultamiento e incremento de temperatura la materia 
orgánica es convertida en kerógeno. Al incrementarse la profundidad de 
sepultamiento y el incremento de temperatura transforman el kerógeno hasta 
producir bitumen, luego hidrocarburos líquidos y por último gas termogénico; 
empezando con gas húmedo y terminando con gas seco. 
El proceso de sepultamiento y conversión de la materia orgánica así como 
generación de hidrocarburos se resumen en tres grandes pasos: metagénesis, 
catagénesis y diagénesis, como se observa en la Figura 2.3. 
 
Figura 2.3 Transformación térmica del kerógeno. La generación de hidrocarburos se encuentra controlada por la 
temperatura conforme el kerógeno pasa de carbono reactivo a carbono muerto. El gas se emite durante la etapa de 
diagénesis. La catagénesis tiene lugar al aumentar la profundidad dando como resultado la liberación de petróleo y 
gas. (Kreschnick J., 2007) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
Durante la diagénesis se incorpora azufre en la materia orgánica. Los sulfatos 
del agua de mar son fuente de oxidantes para la biodegradación de materia 
orgánica por las colonias de bacterias sulfato-reductoras. 
 La catagénesis generalmente se produce a medida que el incremento de la 
profundidad de sepultamiento genera un incremento de presión, aumentando el 
rango de calor de 50° a 150°C lo que da como resultado la ruptura de los enlaces 
químicos de la lutita y el kerógeno. Los hidrocarburos son generados durante este 
proceso (Kreschnick J., 2007). 
La metagénesises la última etapa en la que el calor adicional y los cambios 
químicos producen la transformación casi total del kerógeno en carbono. Durante 
esta etapa se libera metano tardío o gas seco, junto con hidrocarburos no 
gaseosos tales como , y . En este proceso las temperaturas oscilan 
entre 150° y 200°C. 
2.3.2 EVALUACIÓN DEL POTENCIAL GENERADOR DE LAS ROCAS 
El potencial generador de las rocas es determinado a través del análisis 
geoquímico de las muestras de lutita, en conjunto con la evaluación de registros 
geofísicos de pozo. 
Las pruebas geoquímicas se realizan sobre núcleos y muestras de 
afloramientos. Su objetivo principal es determinar en contenido de materia 
orgánica y si son capaces de generar hidrocarburos. En general cuanto mayor es 
la concentración de materia orgánica mayor es su potencial de generación. Se ha 
desarrollado una diversidad de técnicas geoquímicas para la evaluación de 
contenido orgánico total (TOC) y madurez de las muestras. 
Los valores TOC son obtenidos a partir de 1 gramo de muestras de roca 
pulverizadas con la menor cantidad de contaminantes y que posteriormente se 
combustionan a 1200°C. El carbono contenido en el kerógeno se convierte en 
dióxido de carbono u óxido de carbono. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
Las fracciones de carbono liberadas miden una célula infrarroja y se convierten 
en TOC, registrándose como porcentaje en peso másico de la roca. (Tabla 2.1) 
 
Tabla 2.1 Contenido orgánico de la roca. El valor mínimo de TOC para las lutitas es considerado en un 0.5%. 
(Kreschnick J., 2007) 
 
2.4 EVALUACIÓN DEL GAS EN SITIO (GIP) 
 
La producción de gas de lutita depende principalmente del volumen de gas en 
sitio (o por sus siglas en ingles GIP), la calidad de la materia y la permeabilidad. El 
gas en sitio es a menudo el factor crítico para la evaluación económica de un play. 
Durante las primeras etapas de perforación en yacimientos de shale gas, la 
extracción de núcleos juega un papel importante en la evaluación de la formación, 
ya que estos proveen mediciones directas para la determinación de gas en sitio. El 
gas se encuentra contenido en los poros, fracturas así como adherido a sitios 
activos de la superficie en la materia orgánica contenida en una lutita. 
El conjunto de esta combinación entre dicho gas intersticial y gas adsorbido 
conforma el contenido de gas total de la lutita. Mediante la determinación de las 
proporciones de gas intersticial y gas adsorbido se realiza en cálculo de gas en 
sitio por medio de técnicas de laboratorio. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
2.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS PLAYS PRODUCTORES MÁS IMPORTANTES 
2.5.1 ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA 
Estudios recientes basados en las reservas recuperables demuestran que 
Estados Unidos de América ocupa el sexto lugar de los 22 más importantes 
campos de Shale gas del mundo. 
A continuación se presentan los principales plays productores de Estados 
Unidos de América así como sus principales características geológicas, geofísicas 
y petrofísicas. 
- PLAY BARNETT 
Este play se encuentra ubicado en la cuenca Fort Worth en Texas Central y del 
Norte y abarca un área total de 50000 millas cuadradas. El Servicio Geológico de 
los Estados Unidos de América (USGS) estima un volumen de gas de 327 trillones 
de pies cúbicos (tpc) en el lugar y así como 50 trillones de pies cúbicos (tcp) de 
gases producibles. 
Las propiedades del play varían de manera considerable, es un play del 
Misisípico de 340 millones de años, el cual cuenta con un espesor promedio de 
91.44 metros, una profundidad media de 2286 metros, con porosidades promedio 
del 6%, permeabilidades bajas de aproximadamente 250 nanodarcies (nD) y una 
presión de 276 bares. 
La producción del pozo promedio alcanza 2.65 millones de pies cúbicos. La 
litología encontrada en el play se caracteriza por tener en su mayor parte 
areniscas con alto contenido de sílice. Es importante mencionar que los promedios 
de reflectancia de la vitrinita (Ro) son del 2%, el contenido de materia orgánica 
(TOC) es de 4.5 % y su temperatura alcanza los 93°C. 
En la Figura 2.4 es posible observar en la sección estratigráfica los 
afloramientos de shale gas, mientras que en la Figura 2.5 se muestra la columna 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
estratigráfica de dicho play tomada del Servicio Geológico de los Estados Unidos 
de América (USGS). 
 
 
 
Figura 2.5 Columna estratigráfica del yacimiento Barnett. (USGS, 2009) 
Figura 2.4 Sección estratigráfica del yacimiento Barnett. (Transform Software and 
Services, 2009) 
 
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Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
- PLAY HAYNESVILLE 
Este play se encuentra ubicado en la cuenca Haynesville-Bossier en el este de 
Texas y oeste de Lousiana, abarca un área total de 9000 millas cuadradas, 
siendo uno de los plays considerados de mayor importancia, éste cuenta con 
una estimación por parte de la USGS de 720 billones de pies cúbicos de gas 
total y un volumen de 250 billones de pies cúbicos de gas producible. Tiene una 
taza de producción al día de 30 millones de pies cúbicos. 
Es un play del Jurásico Superior de 170 millones de años con un espesor de 
69 metros, una profundidad media de 3657 metros y porosidades altas del 9% así 
como permeabilidades moderadas de 650 nD y presiones de 586 bares. 
La litología encontrada en el play se caracteriza por tener en su mayor parte 
arcillas calcáreas. Es importante mencionar que los promedios de reflectancia de 
la vitrinita (Ro) son del 2.2%, el contenido de materia orgánica (TOC) es de 3% y 
su temperatura alcanzan los 171°C. 
En la Figura 2.6 es posible observar la sección estratigráfica del play 
Haynesville, mientras que en la Figura 2.7 se muestra la columna estratigráfica 
tomada del Servicio Geológico de los Estados Unidos de América (USGS). 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
Figura 2.6 Sección estratigráfica del play Haynesville. (USGS, 2009) 
 
Figura 2.7 Columna estratigráfica del play Haynesville. (Transform Software and Services, 2009) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
- PLAY HORN RIVER 
Este play se encuentra ubicado en la provincia canadiense de Columbia 
Británica, al borde del estado de Washington, es la única cuenca en donde es 
posible encontrar múltiples formaciones entre las que se encuentran Muskwa, 
Otter Park, Klue y Eve, las cuales varían a través de la cuenca HornRiver siendo 
alternadas o combinadas a lo largo del play. 
El play abarca un área total de 5000 millas cuadradas, cuenta con una 
estimación por parte del Servicio Geológico Canadiense (CGS) de 370 trillones de 
pies cúbicos de gas total y un volumen de 47 trillones de pies cúbicos de gas 
producible. 
Es un play del Devónico Superior de 370 millones de años con un espesor de 
137 metros, una profundidad media de 2682 metros y porosidades del 3% así 
como permeabilidades de 230nD y presiones de 331 bares. 
La litología encontrada en el play se caracteriza por tener en su mayor parte 
lutitas muy frágiles. Es importante mencionar que los promedios de reflectancia 
de la vitrinita (Ro) son del 2.5%, el contenidode materia orgánica (TOC) es de 
2.5 % y su temperatura alcanzan los 71°C. 
En la Figura 2.8 es posible observar en la sección estratigráfica del play, 
mientras que en la Figura 2.9 se muestra la columna tomada del Servicio 
Geológico de Canadá (GSC). 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
 Figura 2.8 Sección estratigráfica de la cuenca HornRiver. (Transform Software and Services, 2009) 
 
 
 
 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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Figura 2.9 Columna estratigráfica de la Cuenca HornRiver. (GSC, 2009) 
 
 
 
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- PLAY MARCELLUS 
Este play se encuentra ubicado en parte de Pensilvania, Virginia y Nueva York, 
y es considerado el play de shale gas con mayor importancia de todos, tiene un 
área total de 95000 millas cuadradas, y está ubicado en la cuenca de los 
Apalaches, cuenta con una estimación por parte de la USGS de 1500 trillones de 
pies cúbicos de gas total y un volumen de 356 trillones de pies cúbicos de gas 
producible. 
Es un play del Devónico Medio de 385 millones de años con un espesor de 
106 metros, una profundidad media de 2133 metros y porosidades del 8% así 
como permeabilidades de 1000nD y presiones de 276 bares. 
La litología encontrada en el play se caracteriza por tener en su mayor parte 
areniscas arcillosas. Es importante mencionar que los promedios de reflectancia 
de la vitrinita (Ro) son del 1.25 %, el contenido de materia orgánica (TOC) es de 
3.25 % y su temperatura alcanzan los 54°C. 
 En la Figura 2.10 es posible observar en la sección estratigráfica del play, 
mientras que en la Figura 2.11 se muestra la columna tomada del Servicio 
Geológico de Estados Unidos de América (USGS). 
 
 
 
 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
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Figura 2.10 Sección estratigráfica del play Marcellus. (Transform Software and Services, 2009) 
 
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Figura 2.11 Columna estratigráfica del play Marcellus. (USGS,2009) 
 
 
 
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- PLAY BAKKEN 
Este play se encuentra ubicado en parte norte de Dakota, Montana y las 
provincia canadienses de Manitoba, tiene un área total de 200000 millas 
cuadradas, y está ubicado en la cuenca Williston, cuenta con una estimación por 
parte de la USGS de 945 trillones de pies cúbicos de gas total y un volumen de 20 
trillones de pies cúbicos de gas producible. 
 
Es un play del Devónico Superior- Misisípico Inferior de 360 millones de años 
con un espesor de 45 metros, profundidad media de 3048 metros y porosidades 
del 5% así como permeabilidades de 10000 nD y presiones de 386 bares. 
La litología encontrada en el play se caracteriza por tener en su mayor parte 
areniscas y limolitas. Es importante mencionar que los promedios de reflectancia 
de la vitrinita (Ro) son del 0.9 %, el contenido de materia orgánica (TOC) es de 
10 % y su temperatura alcanzan los 60°C. 
En la Figura 2.12 es posible observar en la sección estratigráfica del play, 
mientras que en la Figura 2.13 se muestra la columna tomada del Servicio 
Geológico de Estados Unidos de América (USGS). 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
 
Figura 2.12 Sección estratigráfica del play Bakken.( USGS, 2009) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
 
 
Figura 2.13 Columna estratigráfica del play Bakken. (Transform Software and Services, 2009) 
 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
- PLAY EAGLE FORD 
Una de los plays más recientes de shale gas se encuentra situado dentro de la 
formación Eagle Ford, en el sur de Texas. Forma parte de los plays 
pertenecientes al Cretácico de hace 100 ma. Dado que es de reciente exploración 
las estimaciones de volumen de gas por parte de la USGS son muy superficiales, 
sin embargo se espera que un volumen total de gas de 84 trillones de pies cúbicos 
(tcp). 
Tiene una extensión de 1350 millas cuadradas y alrededor de 9 trillones de 
pies cúbicos (tcp) de gas producible. La formación se encuentra a una 
profundidad de 3505 metros y tiene un espesor de 76 metros. Entre la litología 
predominante se encuentra la arenisca bituminosa, llamada así por la suficiente 
cantidad de materia orgánica que contiene. 
 Su porosidad es de aproximadamente 11% y la permeabilidad llega a 1 
microdarcy. En este play tiene un porcentaje de TOC de 4.5%, valores de Ro 
cercanos a 1.5% y su temperatura alcanza los 168°C.En la Figura 2.14 es posible 
observar las formaciones cercanas a Eagle Ford así como su tiempo geológico. En 
la Figura 2.15 se muestra la columna estratigráfica del play. 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
 Figura 2.14 Sección estratigráfica del play Eagle Ford dentro de la cuenca de Sabinas, donde es posible observar las 
formaciones cercanas y sus tiempos geológicos. (Transform Software and Services, 2009) 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
Figura 2.15 Columna estratigráfica del play Eagle Ford, es importante mencionar que dicha 
formación es en la cual se encuentra el pozo Emergente-1 en Coahuila, México. (USGS, 2009) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
A continuación se muestran una serie de tablas (Tabla 2.2, Tabla 2.3, Tabla 2.4, Tabla 2.5 y Tabla 2.6) 
comparativas entre los distintos plays en donde es posible observar y comparar con mayor claridad las 
características geológicas, físicas y petrofísicas de cada uno de ellos, acentuando el play Eagle Ford en donde es 
encontrado en pozo Emergente-1 (Transform Software and Services, 2009). 
 
 
 
 
 
Nombre Área total(mi2) Gas total (tpc) GIP( bpc/ mi2) 
Gas 
producible(tpc) 
% gas 
adsorbido 
Barnett 50000 327 150 50 35 
Eagle Ford 1350 84 200 9 20 
HornRiver 5000 370 150 47 34 
Marcellus 95000 1,500 200 356 50 
Bakken 200000 945.1 28.3 20.66 0 
Haynesville 9000 717 175 251 18 
 
Nombre Formación (Cuenca) Ubicación Era Años(ma) Litología 
Barnett Fort Worth Texas Misisípico 340 Arenisca Silícea 
Eagle Ford Eagle Ford Sur de Texas Cretácico 100 Arenisca bituminosa 
HornRiver 
Muskwa, Otter Park, Klue y 
Eve Columbia Británica del Norte Devónico Superior 370 Lutita frágil/quebradiza 
Marcellus Appalachia Pensilvania, Virginia , Nueva York Devónico Medio 385 Arenisca arcillosa 
Bakken cuenca Williston Dakota, Montana, Manitoba Devónico Superior /Misisípico Inferior 360 
Arenisca / Limolita / 
Carbonita 
Haynesville Haynesville-BossierTexas/Louisiana Jurásico Superior 170 Arcillosa / calcárea 
Tabla 2.2 Características geológicas de los principales yacimientos de Estados Unidos de América (Transform Software and Services, 2009) 
Tabla 2.3 Extensión total y volumen de gas total y en sitio de los principales yacimientos de Estados Unidos de América. (Transform Software and Services, 2009) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
Tabla 2.4 Propiedades físicas de los principales plays de Estados Unidos de América. (Transform Software and Services, 2009). 
Nombre Porosidad (%) Permeabilidad (k) Nd TOC % Ro 
Barnett 6 250 4.5 2 
Eagle Ford 11 1,100 4.5 1.5 
HornRiver 3 230 2.5 2.5 
Marcellus 8 1,000 3.25 1.25 
Bakken 5 10,000 10 0.9 
Haynesville 9 658 3 2.2 
 
 
Nombre Cont. Arcilla (%) %limo/calcita/carbonatos 
Barnett 45 55 
Eagle Ford 8 87 
HornRiver 30 70 
Marcellus 50 50 
Bakken 5 95 
Haynesville 27 53 
 
Tabla 2.6 Contenido de material arcilloso de los principales plays de Estados Unidos de América. (Transform Software and Services, 2009) 
Nombre Espesor (m) Presión (bar) Temperatura C 
Gradiente de 
presión (bar/m) Prof (m) 
Barnett 91.44027578 275.7902912 93.33333333 0.011054039 2286.006895 
Eagle Ford 76.20022982 358.5273786 168.3333333 0.013659934 3505.210572 
HornRiver 137.1604137 330.9483494 71.11111111 0.01260917 2682.24809 
Marcellus 106.6803217 275.7902912 54.44444444 0.008406113 2133.606435 
Bakken 45.72013789 386.1064077 60 0.010507642 3048.009193 
Haynesville 68.58020684 586.0543688 171.1111111 0.019964519 3657.611031 
 
 
Tabla 2.5 Propiedades petrofísicas de los principales yacimientos de Estados Unidos de América. (Transform Software and Services, 2009) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
Las tablas anteriores nos muestran propiedades como permeabilidad, 
porosidad, temperatura, gas adsorbido y reflectancia de la vitrinita, siendo estos 
los más relacionados con la producción de gas en sitio (GIP) y los mayores 
contribuidores para obtener un play económicamente viable. (Transform Software 
and Services, 2009) 
Entre las similitudes encontradas entre los plays , podemos observar que la 
mayoría de las cuencas se encuentran en el Devónico- Misisípico, con un rango 
de espesor que va de 45 a 137 metros con rangos de profundidad de 2100 a 3600 
metros, porosidades entre el 3 y 11% así como permeabilidades que oscilan 
entre 0.2 y 1.1 microDarcy (Anexo 1). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
2.5.2 MÉXICO 
A lo largo de los últimos años la actividad exploratoria por parte de PEMEX ha 
dado resultados satisfactorios, al realizar las evaluaciones del potencial de 
hidrocarburo en los plays no convencionales en el norte y noroeste de México. 
A continuación se detallan las características geológicas, geofísicas y 
petrofísicas de los plays y áreas asociadas a dichos recursos prospectivos. 
Los plays del Cretácico Superior (Ojinaga, Eagle Ford y Agua Nueva) están 
distribuidas en las Cuencas de Chihuahua, Sabinas, Burro Picachos y Burgos en 
el noreste de México y son la extensión de la Formación Eagle Ford productora en 
el Sur de Estados Unidos de América. 
Los plays del Cretácico Superior Agua Nueva y Maltrata se extienden al sur en 
las cuencas de Tampico- Misantla y Veracruz, mientras que los plays del Jurásico 
Superior (La Casita y Pimienta) están presentes en las cuencas de Chihuahua, 
Sabinas, Burgos y Tampico-Misantla y son equivalentes a la formación Haynesville 
productora es Estados Unidos de América (Figura 2.16). 
 
Figura 2.16 Ubicación de los principales plays del Cretácico Superior y Jurásico Superior en el Norte y 
Noroeste de México. (Escalera J., 2012) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
- POSICIÓN ESTRATIGRÁFICA DE LOS PLAYS DE ACEITE Y GAS EN LUTITAS. 
A la fecha PEMEX ha identificado dos niveles estratigráficos de interés los 
cuales corresponden a rocas de edad Jurásico Superior (Tithoniano) y Cretácico 
Superior (Turoniano) como se puede observar en la Figura 2.17. 
 
Figura 2.17 Posición estratigráfica de los plays ubicados en rocas del Cretácico Superior y Jurásico Superior. (Escalera 
J., 2012) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
- CARACTERÍSTICAS DE LAS CUENCAS PRECURSORAS DE GAS DE LUTITA 
A continuación se muestra una clasificación con las cuencas principales así 
como sus secciones geológicas, características petrofísicas y geológicas 
principales (Figura 2.18). 
 
 Figura 2.18 Características geológicas y petrofísicas de las principales cuencas de shale gas. (Escalera J., 2012) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
- JERARQUIZACIÓN DE LAS CUENCAS BASADA EN SU MADUREZ, ÁREA Y 
COMPLEJIDAD ESTRUCTURAL. 
En la Figura 2.19 es posible observar una comparación entre las distintas 
cuencas asociadas a gas no convencional, en base a su contenido orgánico total 
(TOC), madurez, extensión así como complejidad estructural. 
 
Figura 2.19 Gráficos comparativos entre las cuencas Burro-Picachos, Tampico-Misantla, Burgos, Sabinas, Veracruz y 
Chihuahua, en los cuales se observa que la cuenca Burro-Picachos tiene una mayor extensión territorial así como 
mayor %TOC y menor complejidad estructural, a diferencia de la cuenca Chihuahua con menor extensión territorial , 
menor %TOC y mayor complejidad estructural. (Escalera J., 2012) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
- ÁREA SABINAS- BURRO-PICACHOS- BURGOS 
- PLAY EAGLE FORD 
El play tiene un área prospectiva de 34,700 en el cual el tipo de 
hidrocarburo esperado es primordialmente gas seco y húmedo. Es una cuenca 
del Cretácico Superior ubicada en la Formación Eagle Ford (Figura 2.20) con un 
recurso de 50 mmmmpc (Millones de millones de pies cúbicos). 
 
Figura 2.20 Ubicación de los pozos Emergente-1 y Habano-1 en el área Sabinas- Burro-Picachos- Burgos en donde se 
observan las áreas prospectivas de Gas Seco en el play Eagle Ford. (Escalera J., 2012) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
Los resultados obtenidos por PEMEX durante el trabajo realizado en la zona 
son los siguientes: 
1.- A partir de los pozos Emergente-1 y Habano-1 fue comprobada la 
continuidad de las zonas de gas seco y húmedo del play Eagle Ford. 
2.- El pozo Percutor-1 productor de gas seco probó la extensión de dicho play 
hacia la cuenca Sabinas. 
3. – Los pozos Nómada-1 y Montañes-1 al ser explorados arrojaron resultados 
de zonas de aceite y gas húmedo. 
- PLAY JURÁSICO SUPERIOR 
Tiene un área prospectiva de 42,300 , en el cual el tipo de hidrocarburo 
esperado es gas seco, húmedo y aceite ligero. Es un play del Jurásico ubicado en 
la formación La Casita – Pimienta (Figura 2.21) el cual cuenta con un recurso de 
109 mmmmpc (Millones de millones de pies cúbicos). 
 
Figura 2.21 Ubicación del pozo Arbolero-1 en el área Sabinas- Burro-Picachos- Burgos en donde se observan las áreas 
prospectivas de Gas Secoen el play Jurásico. (Escalera J., 2012) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
Los resultados obtenidos por PEMEX durante el trabajo realizado en la zona 
son los siguientes: 
1.- El pozo Arbolero-1 comprobó la existencia de shale gas en el Jurásico 
Superior de la Cuenca Sabinas. 
2.- Con fines evaluatorios fue perforado el pozo Anhelido-1, del Jurásico 
Superior, y posteriormente se realizó la perforación del pozo Nuncio-1 con 
el fin de probar la extensión del pozo Anhelido-1. 
3.- El pozo Anhelido-1 es el primer pozo formalmente productor de aceite en 
lutitas en México. Con una producción inicial de 429 bd (barriles diarios) de 
aceite y 1.3 MMpcd (Millones de pies cúbicos diarios). Actualmente se 
considera la perforación de 45 pozos de desarrollo. 
- CUENCA TAMPICO - MISANTLA 
En el año 2011 el Departamento de Energía de los Estados Unidos de América 
estimó en Tampico- Misantla y la plataforma de Tuxpan, recursos técnicamente 
recuperables de shale gas de 65 y 16 mmmmpc (Millones de millones de pies 
cúbicos) de gas respectivamente. En ese mismo año PEMEX estimó recursos por 
42 mmmmpc para la Formación Agua Nueva del Turoniano y de 82 mmmmpc 
(Millones de millones de pies cúbicos) para la formación Pimienta del Tithoniano. 
- PLAYS PIMIENTA Y AGUA NUEVA 
En los plays Pimienta del Jurásico Superior y Agua Nueva del Cretácico 
Superior ya se ha establecido producción de aceite y gas húmedo en pozos 
verticales (Figura 2.22). En la porción Norte, el pozo Limonaria-1 resultó productor 
de aceite y gas asociado al play Pimienta. En el play Agua Nueva en el campo 
Santiago resultaron productores de aceite seis pozos, mientras que el pozo 
Maguey-2a fue productor de gas húmedo. 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
Figura 2.22 Ubicación del pozo Limonaria-1 en la cuenca Tampico-Misantla en donde se observan las áreas 
prospectivas de aceite y gas. (Escalera J., 2012) 
En base a lo anterior se actualizaron los recursos no convencionales de la 
cuenca Tampico-Misantla, en donde los trabajos realizados indicaron que el tipo 
de hidrocarburos esperados son principalmente aceite y gas húmedo hacia el 
frente de la Sierra Madre Oriental. Así mismo fueron estimados recursos totales 
por 36.4 mmmbpce (Millones de barriles de petróleo crudo equivalente) de los 
cuales 20.8 mmmbpe (Millones de barriles de petróleo crudo equivalente) 
corresponden al play Pimienta y 15.6 mmmbpe (Millones de barriles de petróleo 
crudo equivalente) al play Agua Nueva (Figura 2.23). 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
Figura 2.23 Ubicación de las zonas prospectivas en los Play Pimienta y Agua Nueva en la Cuenca Tampico- Misantla. 
(Escalera J., 2012) 
A continuación es posible observar los mapas de los elementos geológicos y 
geoquímicos de la formación Pimienta ubicados en la cuenca Tampico-Misantla. 
En la Figura 2.24 se muestran los mapas de riqueza orgánica así como la 
ubicación y tipo de hidrocarburo presente. 
 
Figura 2.24 Mapas indicando la presencia y tipo de hidrocarburo, así como el contenido de materia orgánica en la 
Formación Pimienta, ubicada en la cuenca Tampico- Misantla. (Escalera J., 2012) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
En la Figura 2.25 se muestran los mapas en donde es posible observar la 
madurez térmica del hidrocarburo presente, los espesores de las zonas de interés 
productivo así como la profundidad de las estructuras. 
 
Figura 2.25 Mapas indicando la madurez térmica del hidrocarburo presente, así como el espesor y profundidad de 
las estructuras en la Formación Pimienta, ubicada en la cuenca Tampico- Misantla. (Escalera J., 2012) 
A continuación se explican a detalle los descubrimientos más significativos 
hasta el 2011. 
-CUENCA BURGOS 
1.- EMERGENTE-1 
Geológicamente se localiza en la cuenca Sabinas, en los límites con la cuenca 
Burgos; geográficamente es ubicado a 63 kilómetros al Noroeste de la Cuidad de 
Nuevo Laredo, Tamaulipas; forma parte del proyecto Múzquiz de PEMEX. 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
Es el primer pozo en México en el cual se evalúo un play no convencional 
(lutitas gasíferas), las cuales tienen antecedentes de producción en Estados 
Unidos de América. El objetivo de este pozo fue el de efectuar una prueba 
tecnológica para probar el concepto de gas de lutitas en rocas arcillosas de la 
formación Cretácico Eagle Ford cuya edad es del Cenomaniano Superior 
Turoniano. 
- GEOLOGÍA ESTRUCTURAL 
El pozo se encuentra ubicado en una estructura sutil, conformada dentro de un 
homoclinal con buzamiento al Sureste; en la porción Noroeste está limitada por 
fallas normales con caída al Sureste (Figura 2.26). 
 
Figura 2.26 Configuración estructural en profundidad del Cretácico Eagle Ford Inferior. (PEP, 2011) 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
-ESTRATIGRAFÍA 
La columna geológica que se perforó está constituida por sedimentos que van 
desde la formación Buda del Cretácico, hasta sedimentos de la formación Wilcox 
del Eoceno, que se encuentra aflorando. El pozo piloto alcanzó una profundidad 
total de 2550 metros verticales y el pozo horizontal 4068 metros de desarrollo. 
-TRAMPA 
La trampa es estratigráfica y estructural; corresponde al Cretácico 
Cenomaniano Superior-Turoniano la cual se encuentra dentro de un homoclinal 
con buzamiento al Sureste (Figura 2.27). 
-ROCA ALMACÉN Y GENERADORA 
En las lutitas gasíferas, la lutita actúa como roca generadora y a su vez como 
roca almacén. En el caso del pozo Emergente-1 se trata de una lutita calcárea 
negra, de aspecto carbonoso, microlaminar, con presencia de calcita, 
foraminíferos planctónicos y abundante pirita con alternancia de wackestone –
packstone. 
Una de las características más relevantes de esta formación es que tiene un 
contenido de materia orgánica de hasta un 6% lo que la convierte en una roca con 
potencial generador. La porosidad de este yacimiento va de 3.4 a 6.4 % y por sus 
características litológicas y mineralógicas, la permeabilidad es muy baja. 
-YACIMIENTO 
El yacimiento corresponde a la formación Eagle Ford de edad Cretácico, tiene 
una combinación de materia orgánica, madurez, porosidad y saturación de gas 
que lo convierten en atractivo para su explotación. Su calidad del kerógeno es de 
un 2-4% a >4%, presentando valores que van desde 2.43 a 5.95 %; la madurez 
térmica se encuentra con valores de Ro que van de maduro (0.5-1.2%) a 
sobremaduro (1.2%) y las porosidades varían de 3.5 a 6.4%. 
 
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Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
Figura 2.27 Sección sísmica con dirección Sur-Noreste la cual muestra el pozo Emergente-1, correlacionando con los 
pozos Hidalgo. (PEP, 2011) 
 
 
 
 
 
 
 
 
Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de 
Yacimientos de Shale Gas. 
 
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CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
CAPÍTULO III: REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO 
 
En el año 1928 fueron realizados los primeros trabajos por parte de los 
hermanos Schlumberger en el desarrollo de los registros de pozos,