AplicaciAn-de-una-metodologAa-para-la-interpretaciAn-de-plays-subsalinos

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INSTITUTO 
POLITÉCNICO 
NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
CIENCIAS DE LA TIERRA ESIA – TICOMÁN 
 
 
“APLICACIÓN DE UNA METODOLOGÍA PARA LA 
INTERPRETACIÓN DE PLAYS SUBSALINOS” 
 
T E S I S 
 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
INGENIERO GEÓLOGO 
P R E S E N T A: 
 
FLORES ACOSTA ITZEL DANIELA 
 
ASESOR INTERNO 
 Ing. MARIANA OLVERA BADILLO 
 
ASESOR EXTERNO 
 M. en I. MARCELINO MORENO LÓPEZ 
 
 
MÉXICO, CD. DE MÉXICO MAYO 2017 
II 
 
 
III 
 
 
IV 
 
 
V 
 
 
VI 
 
AGRADECIMIENTOS 
A mis padres, Rosa María Acosta y José Luis Flores, a quienes dedico éste 
trabajo por su apoyo incondicional en todas las decisiones de mi vida, por 
nunca dejar que me diera por vencida en este gran camino recorrido, por 
siempre ser ese gran pilar que sostiene mi vida y esa inmensa luz que la 
guía. Para y por ustedes. 
 
Al Ing. Marcelino Moreno por su dedicación a éste trabajo, su paciencia, su 
confianza y sobre todo su tiempo, a lo largo de éstos casi dos años que 
me permitió ser su becaria. No tengo palabras para agradecer todo su 
apoyo, porque sin usted esto no hubiera sido posible. 
 
A la Ing. Mariana Olvera por su apoyo, guía y paciencia en la realización de 
este trabajo, es usted un ejemplo a seguir. 
 
Al Instituto Mexicano del Petróleo por abrirme sus puertas y permitirme ser 
becaria desde el servicio social; por ser parte fundamental de mi formación, 
agradecida estoy de haber pertenecido a esta institución. 
 
A mi alma máter, ESIA Ticomán por permitirme realizar un sueño, por 
formarme como persona, como mujer y como Ingeniera. Me siento 
orgullosa de ser politécnica. 
 
A todos mis sinodales y profesores, porque gracias a ellos y a su gran 
vocación, es que hoy puedo decir: Lo logré. 
 
A mis amigos por hacer este recorrido más ameno. Gracias Patty por 
recorrer a mi lado este camino. 
 
A mi abuelito, porque fuiste y eres un gran ejemplo de lucha incansable. 
Hasta el cielo van dedicados todos mis logros. 
 
A Dios porque sin su guía no hubiera podido llegar hasta este punto. 
VII 
 
“APLICACIÓN DE UNA METODOLOGÍA PARA LA 
INTERPRETACIÓN DE PLAYS SUBSALINOS” 
 
RESUMEN...............................................................................................XIV 
ABSTRACT...............................................................................................XV 
 GENERALIDADES ............................................................. 1 
1.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................ 1 
1.2. OBJETIVO GENERAL ........................................................................ 3 
1.3. OBJETIVO PARTICULAR ................................................................... 3 
1.4. METAS................................................................................................ 3 
1.5. METODOLOGÍA ................................................................................. 4 
1.6. LOCALIZACIÓN DEL ÁREA ............................................................... 4 
1.6.1. Proyecto Área Perdido .............................................................. 5 
1.6.2. Campo Trión .............................................................................. 5 
1.6.2.1. Pozo Trión-1 ........................................................................ 5 
1.7. DESAFÍOS TECNOLÓGICOS ............................................................ 6 
1.8. OPORTUNIDADES ............................................................................. 7 
1.9. ANTECEDENTES ............................................................................... 8 
1.9.1. Cuenca Salina Del Istmo ........................................................... 9 
1.9.2. Cuenca Salina Del Golfo De México Profundo ........................ 10 
1.9.3. Provincia Salina del Bravo ....................................................... 10 
1.9.4. Cinturón Plegado Perdido ....................................................... 11 
1.9.5. Exploración Salina En México ................................................. 12 
1.9.6. Avances en el Método Sísmico ............................................... 13 
 MARCO TEÓRICO .......................................................... 16 
2.1. SECUENCIAS EVAPORÍTICAS ....................................................... 16 
2.1.1. Rocas sedimentarias químicas ................................................ 16 
2.1.2. Evaporitas ............................................................................... 17 
2.1.2.1. Génesis ............................................................................. 17 
2.1.3. Rocas Evaporíticas.................................................................. 17 
2.1.3.1. Clasificación de Rocas Evaporíticas ................................. 17 
2.1.3.2. Cloruros ............................................................................. 20 
2.1.3.3. Sulfatos ............................................................................. 23 
VIII 
 
2.1.3.4. Nitratos .............................................................................. 25 
2.1.3.5. Carbonatos ........................................................................ 25 
2.2. DEFORMACIÓN DE LA SAL ............................................................ 26 
2.2.1. ELEMENTOS DE LA TECTÓNICA SALINA ............................ 26 
2.2.2. Deformación de la sal en capas o láminas .............................. 28 
2.2.3. Mecanismos en la deformación de la sal ................................. 28 
2.3. ESTRUCTURAS SALINAS ............................................................... 30 
2.3.1. Estructuras no diapíricas ......................................................... 30 
2.3.1.1. Ondulaciones de sal (salt rollers) ...................................... 31 
2.3.1.2. Anticlinal de sal (salt anticline) .......................................... 32 
2.3.1.3. Montículos de sal (salt swells) ........................................... 33 
2.3.1.4. Almohadillas de sal (salt pillows) ....................................... 33 
2.3.1.5. Domos de sal (salt dome) ................................................. 34 
2.3.2. Estructuras diapíricas .............................................................. 36 
2.3.2.1. Paredes de sal (salt walls) ................................................ 37 
2.3.2.2. Diapiro de sal (salt diapir).................................................. 37 
2.3.2.3. Canopies de sal (salt canopy) ........................................... 41 
2.3.2.4. Lengüeta de sal (salt tongue) ............................................ 42 
 MARCO GEOLÓGICO .................................................... 44 
3.1. GEOLOGÍA REGIONAL DEL GOLFO DE MÉXICO ......................... 44 
3.2. PROVINCIAS GEOLÓGICAS DEL NORTE DE MÉXICO. ............... 45 
3.2.1. Provincia Salina del Bravo ....................................................... 45 
3.2.1.1. Cinturón Subsalino ............................................................ 45 
3.2.1.2. La zona de Minicuencas.................................................... 45 
3.2.2. Cinturón Plegado Perdido (CPP) ............................................. 46 
3.3. PLAYS SUBSALINOS EN EL GOLFO DE MÉXICO ......................... 48 
3.3.1. Plays Subsalinos en el Norte del Golfo de México .................. 48 
3.3.2. Plays Subsalinos en la Cuenca Salina del S-SE de México .... 49 
3.3.2.1. Cuenca Salina del Istmo (parte continental) ...................... 50 
3.3.2.2. Cuenca Salina del Istmo (parte marina) ............................ 52 
3.3.3. Plays Subsalinos en la Cuenca Salina. ................................... 52 
 METODOLOGÍA PARA LA INTEPRETACIÓN DE PLAYS 
SUBSALINOS .......................................................................................... 58 
4.1. LEVANTAMIENTO SÍSMICO 3D ......................................................61 
IX 
 
4.2. MIGRACIÓN ..................................................................................... 61 
4.2.1. Tipos de migración .................................................................. 62 
4.3. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA ............................................. 63 
4.3.1.1. Campo Trión (Zona Norte) ................................................ 64 
 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES................... 70 
5.1. CONCLUSIONES ............................................................................. 70 
5.2. RECOMENDACIONES ..................................................................... 71 
BIBLIOGRAFIA ........................................................................................ 72 
 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
FIGURAS PÁGINA 
Fig. 1.1 Proyecto Área Perdido, 
abarca el Cinturón 
Plegado Perdido y 
Cinturón Subsalino 
5 
Fig. 1.2 Pozo Exploratus-1 y 
Pozo Trion-1 
6 
Fig. 1.3 Localización de las 
Provincias Salinas del 
Norte y Sector Sur-
Sureste del Golfo de 
México 
8 
Fig. 1.4 Sección estructural de 
la Provincia Salina del 
Istmo (Terrestre) 
9 
Fig. 1.5 Sección estructural de 
la Provincia Salina del 
Istmo (Marina) 
10 
Fig. 1.6 Sistema de extensión-
compresión de la 
Cuenca de Burgos y 
parte Marina 
11 
Fig. 1.7 Sección estructural de 
Salina del Bravo y 
Cinturón Plegado 
Perdido 
12 
X 
 
Fig. 1.8 Mapeo de cuerpos 
salinos de un cubo 
sísmico 3D 
14 
Fig. 2.1 Diagrama de formación 
de rocas debido a 
agentes sedimentarios 
y químicos 
16 
Fig. 2.2 Diagrama de la sal 
comportándose como 
roca sello 
20 
Fig. 2.3 Gráfica de valores de 
densidad de las 
diferentes litologías a 
partir de la 
profundidad, con la 
línea de densidad de la 
sal resaltada 
21 
Fig. 2.4 Valores de dureza de 
la sal con diferentes 
litologías 
22 
Fig. 2.5 Representación de los 
elementos básicos de 
la tectónica salina 
27 
Fig. 2.6 Cresta compresional 
de un diapiro y la 
influencia de la 
sedimentación en el 
Fondo Marino 
30 
Fig. 2.7 Estructuras salinas 31 
Fig. 2.8 Ondulaciones de sal 32 
Fig. 2.9 Anticlinal de sal 32 
Fig. 2.10 Perfil sísmico de la 
parte central de 
Qianjiang, China 
32 
Fig. 2.11 Montículo de Sal 33 
Fig. 2.12 Almohadillas de Sal 33 
Fig. 2.13 Ejemplo de fracturación 
de las almohadillas 
34 
Fig. 2.14 Típico domo o tronco 
salino, diapiro con 
paredes verticales y 
ligeras forma circular 
35 
Fig. 2.15 Domo de Sal 35 
Fig. 2.16 Estructuras salinas con 
estructuras lineales en 
la parte izquierda y 
circulares en la 
derecha 
37 
XI 
 
Fig. 2.17 Pared de Sal 37 
Fig. 2.18 Diapiros de Sal 
elongado visto en 
sección sísmica 
38 
Fig. 2.19 Fases del diapirismo 
en un régimen 
extensional 
39 
Fig. 2.20 Sección sísmica donde 
se observan tanto 
diapiros como paredes 
de sal 
39 
Fig. 2.21 Tronco de Sal 40 
Fig. 2.22 Tronco de Sal en 
sección sísmica 
40 
Fig. 2.23 Toldo o canopie de Sal 41 
Fig. 2.24 Línea sísmica de la 
región del Canopie 
Sable Slope 
42 
Fig. 2.25 Se muestran los tres 
tipos principales de 
toldos o canopies de 
Sal 
42 
Fig. 2.26 Lengüeta de Sal 43 
Fig. 2.27 Estructuras salinas 
alcotanas 
43 
Fig. 3.1 Pozos exploratorios en 
los Sectores Oeste y 
Este del Golfo de 
México 
44 
Fig. 3.2 Tipo de estructuras 
salinas 
46 
Fig. 3.3 Cuencas petroleras 
con sal 
46 
Fig. 3.4 Evolución de los toldos 
de sal y formación del 
CPP 
47 
Fig. 3.5 Tipos de trampas 
involucradas con 
cuerpos salinos 
48 
Fig. 3.6 Localización del 
Campo Trión y sección 
sísmica del Pozo Trión-
1 
49 
Fig. 3.7 Localización y sección 
sísmica del Pozo 
Exploratus-1 
49 
XII 
 
Fig. 3.8 Mapa geológico de las 
Cuencas del Sureste 
50 
Fig. 3.9 Ubicación de la 
Provincia Petrolera del 
Sureste y sección 
estructural tipo de la 
Cuenca Salina del 
Istmo (Terrestre) 
51 
Fig. 3.10 Ubicación y sección 
estructural tipo de la 
Cuenca Salina del 
Istmo (Marina) 
52 
Fig. 3.11 Ubicación del campo 
Amoca y sección 
sísmica 
53 
Fig. 3.12 Localización del pozo 
Rabasa-101 y sección 
sísmica del yacimiento 
Rabasa 
54 
Fig. 3.13 Ubicación del pozo 
Nelash-1 y sección 
sísmica del yacimiento 
55 
Fig. 3.14 Ubicación del pozo 
Miztón-1 en la Cuenca 
Salina del Istmo y su 
sección sísmica 
56 
Fig. 3.15 Localización del pozo 
Tsimin-1 y sección 
sísmica del pozo en la 
Cuenca Salina del 
Istmo 
57 
Fig. 4.1 Diagrama sobre la 
metodología propuesta 
para la interpretación 
de plays Subsalinos 
60 
Fig. 4.2 Comparación de 
geometrías de 
adquisición (inferior) y 
gráficas de distribución 
por azimut y 
desplazamiento en 
diagramas de roseta 
(superior) 
61 
Fig. 4.3 Tabla sobre los tipos 
de migración, haciendo 
énfasis a la migración 
3D en profundidad 
antes de apilar (PSDM) 
62 
XIII 
 
Fig. 4.4 Reinterpretación 
estructural 
63 
Fig. 4.5 Ubicación del campo 
Trión 
64 
Fig. 4.6 Localización de los 
pozos en Estados 
Unidos 
65 
Fig. 4.7 Correlación de pozos 
perforados en el 
Cinturón Plegado 
Perdido, tanto en 
México como en E.U.A. 
66 
Fig. 4.8 Posicionamiento del 
pozo Trión-1 en 
relación al modelo 
sedimentario 
66 
Fig. 4.9 Cubo sísmico del 
proyecto Trion-1 
67 
Fig. 4.10 Modelo de velocidades 
en el Proyecto del 
Cinturón Subsalino 
68 
Fig. 4.11 Interpretación 
estructural 
69 
 
 
 
 
 
 
 
 
XIV 
 
RESUMEN 
El conocimiento e interpretación de las trampas petroleras 
asociadas a la tectónica salina, se debe a que es en ellas, donde se 
encuentra el mayor potencial petrolero, por lo tanto en el Capítulo II, se 
hace un análisis químico y físico de las propiedades asociadas a los 
cuerpos evaporíticos, así como las formas en que va intrusionando el 
paquete sedimentario, buscando su equilibrio isostático, lo cual es un 
indicativo de que al intrusionar un horizonte con hidrocarburo, este buscará 
una ruta de migración hacia la parte somera, la cual se la proporciona la 
sal, ya que su comportamiento es el de un cuerpo intrusivo, esta asociación 
provoca la generación de plays subsalinos. 
México cuenta con plays subsalinos, por lo tanto en el presente 
trabajo se presenta una metodología de interpretación de los plays 
subsalinos, haciendo mención de las características geofísicas de un 
levantamiento sísmico radial (WAZ), así como del procesamiento de los 
datos con migración en profundidad antes de apilar (PSDM) y el uso de un 
modelo refinado de velocidad (conversión a profundidad); cuyo objetivo 
principal, es el de tener una mejor imagen sísmica del subsuelo en 
estructuras complejas. 
En el Capítulo III, se muestran diferentes plays subsalinos de la 
parte N y S-SE de México. En el capítulo IV se hace mención de las 
características del pozo Trión, el cual cumple con los requisitos de la 
metodología propuesta, por lo que se analizó la interpretación, así mismo 
se reinterpretó con base en la metodología, creando una interpretación más 
refinada. 
Podemos concluir que la metodología funciona bajo este tipo de 
parámetros, sin embargo en caso de que surjan nuevos tipos de 
levantamientos y procesamientos de datos en zonas complejas puede ir 
refinándose. Es importante mencionar que una interpretación no debe de 
ser de una sola persona, sino de un grupo integral. 
XV 
 
ABSTRACT 
The knowledge and interpretation of the petroleum traps associated 
with salt tectonics is due to the fact that it is in them that the greatest 
petroleum potential is found, Therefore, in Chapter II, a chemical and 
physical analysis of the properties associated to the evaporite bodies, as 
well as the forms in which the sedimentary package is intruded, seeking its 
isostatic equilibrium, which is an indication that when intruding A 
hydrocarbon horizon, this one will look for a route of migration towards the 
shallow part, which is provided by salt, since its behavior is that of an 
intrusive body, this association causes the generation ofsubsaline plays. 
Mexico has subsaline plays, therefore in the present work is 
presented a methodology of interpretation of subsaline plays, mentioning 
the geophysical characteristics of a radial seismic survey (WAZ), as well as 
the processing of data with the pre stack deep migration (PSDM) and the 
use of a refined speed model (depth conversion); whose main objective is 
to have a better seismic image of the subsoil in complex structures. 
In Chapter III, different subsalt plays of the N and S-SE part of 
Mexico are shown. Chapter IV mentions the characteristics of the Trión well, 
which meets the requirements of the proposed methodology. Therefore, the 
interpretation was analyzed, and it was reinterpreted based on the 
methodology, creating a more refined interpretation. 
We can conclude that the methodology works under this type of 
parameters, however in case of new types of data collection and processing 
in complex areas, it can be refined. It is important to mention that an 
interpretation should not be of a single person, but of an integral group. 
 
1 
 
 GENERALIDADES 
1.1. INTRODUCCIÓN 
La mayoría de los campos petroleros descubiertos en México, han 
sido puestos en producción y se calcula que el 79% de las reservas están 
siendo explotadas y algunos se encuentran en la fase de declinación. Por 
lo que en la actualidad se presentan retos en la exploración y el desarrollo 
de campos para aumentar las reservas y tener un mejor índice de 
recuperación en la producción (Schlumberger, 2008-2009). 
México cuenta con yacimientos petroleros con diferentes 
características geológicas, entre los que destacan los yacimientos en rocas 
carbonatadas del Mesozoico, yacimientos en secuencias areno-arcillosas 
del Terciario y yacimientos asociados a cuerpos salinos, los cuales están 
relacionados a eventos de deformación de la sal (tectónica salina), lo que 
hace que sea de gran importancia estudiar su origen y entender los 
procesos que dieron lugar a las diferentes estructuras asociadas a la sal. 
Se estima que en aguas profundas del Golfo de México se podría 
tener casi la mitad de los hidrocarburos potenciales con los que México 
cuenta. En algunas regiones del Golfo de México como son: La Cuenca 
Salina del Istmo (terrestre y porción de aguas profundas) y en la parte N-
NE, el Cinturón Subsalino (Provincia Salina del Bravo y Cinturón Plegado 
Perdido), se presentan ambientes donde existen grandes emplazamientos 
de sal alóctona que producen estructuras salinas (Golfo de México- Aguas 
Profundas Norte, 2015). 
En años recientes el estudio de yacimientos relacionados a plays 
subsalinos y asociados a estos, ha aumentado significativamente, debido a 
que se encuentran en ellos una gran cantidad de trampas de hidrocarburos. 
2 
 
La industria petrolera nacional necesita mantener los niveles de 
producción actuales, por lo que es necesario enfocar las inversiones en las 
Cuencas del Sureste y del Golfo de México profundo que contengan Plays 
Subsalinos y asociados a estos, pues éstos contienen el 90% de los 
recursos prospectivos del país y muchos de ellos presentan características 
asociadas a la tectónica salina (Escalera Alcocer, 2010). 
Antiguamente se tenían muchos obstáculos de tipo tecnológico y 
de procesamiento sísmico al estudiar plays subsalinos, debido a que el 
frente de onda del método sísmico, al llegar a la cima de los cuerpos de sal, 
presentaba una atenuación natural de la señal sísmica que producía 
errores de iluminación, lo cual llevaba a una deficiente interpretación de 
imágenes por debajo de la sal. Actualmente se tiene una nueva técnica de 
adquisición sísmica de cobertura azimutal amplia, denominada como WAZ, 
la cual tiende a mejorar la relación señal-ruido en ambientes geológicos 
subsalinos complejos. Posterior a la adquisición, se requiere el 
procesamiento de los datos con un algoritmo de migración pre stack depth 
migration (PSDM) y con un modelo refinado de velocidades sísmicas en la 
conversión a profundidad (Schlumberger, 2008-2009). 
Los Plays Subsalinos presentan rasgos estructurales-
estratigráficos y sísmicos que son importantes en la interpretación de los 
datos sísmicos 3D, con la finalidad de definir lo mejor posible los plays 
asociados a la sal. 
El presente trabajo analizó la formación de plays subsalinos, así 
como la recopilación de trabajos publicados asociados a estos (como fue 
en el Área de Perdido donde se incluyen varios pozos, tales como Pozo 
Trión-1 y Pozo Exploratus-1; también se presentan pozos de la zona de la 
Cuenca Salina del Istmo, tanto en su porción marina como terrestre), así 
mismo del estudio de las secuencias evaporíticas con la finalidad de 
comprender los mecanismos de formación de estructuras y trampas supra 
y subsalinas producidas mediante la migración de la sal alóctona, su 
intrusión en los horizontes y su comportamiento como sello. 
3 
 
1.2. OBJETIVO GENERAL 
Propone una metodología de interpretación estructural-
estratigráfica que considere, el levantamiento sísmico tipo WAZ, un 
procesamiento de datos PSDM y un modelo refinado de velocidad, para la 
delimitación de Plays Subsalinos. 
1.3. OBJETIVO PARTICULAR 
 Entender la composición y comportamiento de las 
secuencias evaporíticas. 
 Comprender los procesos sedimentarios asociados a las 
rocas evaporíticas y sus parámetros estructurales y 
estratigráficos presentes en las estructuras salinas. 
 Analizar el comportamiento y evolución tectónica en las 
cuencas sedimentarias del Golfo de México, así como su 
ubicación en el contexto de los yacimientos Mexicanos 
 Recopilar requisitos que deben contener los datos sísmicos 
para un mejor entendimiento y delimitación de plays 
asociados a la sal. 
1.4. METAS 
Entendimiento y descripción de las características físicas y 
químicas de los minerales y de las secuencias salinas, así como de las 
estructuras (lengüetas, pliegues y diapiros plegados, tortugas, pliegues 
nucleados por sal, acuñamientos contra diapiros, etc.) asociadas a éstas. 
Indicar algunos ejemplos de reinterpretación sísmica-estructural-
estratigrafica de algunos Plays Subsalinos y asociados a éstos. 
4 
 
1.5. METODOLOGÍA 
 Recopilación bibliográfica de material geológico, geofísico y 
de pozos del área de estudio. 
 Análisis y evaluación de la información geológica, geofísica 
y de pozos. 
 Se comienza con una interpretación estructural y 
marcadores de pozo. 
 Continuación de los datos de correlación (horizontes en 
tiempo) y cima de la sal. 
 Aplicación de atributos sísmicos. 
 Análisis del fondo marino (en caso de ser marino). 
 Conversión a profundidad de los horizontes interpretados. 
 Interpretación de tipo estratigráfica. 
 Análisis y evaluación de posibles plays Subsalinos y 
asociados a éstos. 
 Conclusiones 
 Recomendaciones 
1.6. LOCALIZACIÓN DEL ÁREA 
Se indica las zonas con tectónica salina en México (zonas marinas 
del N y S-SE), en donde se presentan dos ejemplos de la zona N: pozo 
Exploratus-1 y pozo Trión-1, localizados en el Golfo de México Profundo: 
Área de Perdido y en la zona de sal alóctona somera; así como ejemplos 
del S-SE: Amoca-1, Rabasa-101, Nelash-1, Miztón-1 y Tsimin-1. 
5 
 
1.6.1. Proyecto Área Perdido 
Se localiza en la zona NW del Golfo de México Profundo, frontera 
con Estados Unidos, a 200 km al este de las costas del norte de 
Tamaulipas; el área comprende dos sectores: el Cinturón Plegado Perdido 
y el Cinturón Subsalino (Escalera Alcocer, 2010), (Fig. 1.1). 
 
Fig. 1.1 Proyecto Área Perdido, abarca el Cinturón Plegado Perdido y Cinturón Subsalino 
(Modificada de CNH, 2015) 
1.6.2. Campo Trión 
El campo Trión se ubica en el extremo nororiental de la Provincia 
Salina del Bravo, en la subprovincia Cinturón Subsalino que limita al 
occidente con la Provincia del Cinturón Plegado Perdido aproximadamente 
a 178 km de las costas de Tamaulipas enla zona económica exclusiva del 
Golfo de México, a 39 km de la frontera con Estados Unidos; ubicado 
fisiográficamente en la parte basal del talud continental. 
1.6.2.1. Pozo Trión-1 
Se encuentra en un tirante de agua de 2,535 m y la profundidad 
programada en el subsuelo es de 7600 m. Éste pozo explorador descubrió 
6 
 
dos yacimientos en areniscas del Eoceno inferior Wilcox, impregnadas de 
aceite de 25° API (Fig. 1.2). 
 
Fig. 1.2 Pozo Exploratus-1 y Pozo Trion-1 (Modificada de Resultados de actividades de 
exploración, PEMEX, 2014) 
 
1.7. DESAFÍOS TECNOLÓGICOS 
En la caracterización Geológica – Geofísica se presentan varios 
desafíos en zonas principalmente complejas (Schlumberger, 2008): 
- Dificultad en la obtención de una buena imagen sísmica de las 
formaciones geológicas que se encuentran por debajo de las secuencias 
salinas. 
- Dificultad en la iluminación de la base y los flancos de una 
estructura salina, debido a que la presión de poro y fracturas naturales son 
difíciles de caracterizar, así como los ángulos de las estructuras. 
- Necesidad de contar con un cubo refinado de velocidades 
sísmicas de entrada en la migración en profundidad antes de apilar 
(PSDM), para efectos de que se ilumine por debajo de los cuerpos de sal. 
7 
 
-El levantamiento sísmico tradicional presenta problemas de 
iluminación, debido al azimut, por lo que no se logran visualizar claramente 
las estructuras salinas, para mejorar esto, se utiliza un levantamiento tipo 
WAZ. 
- Integración de diferentes disciplinas que apoyen a la sísmica en 
zonas complejas (Gravimetría, Gradiometría y datos Electromagnéticos). 
1.8. OPORTUNIDADES 
Para el caso de México, se tiene previsto por PEMEX y por el grupo 
de compañías nuevas (Asociación Mexicana de empresas petroleras en 
México, AMEXHI) (Tabla 1), la exploración de nuevas áreas con secuencias 
salinas que restituirán reservas y aumentarán la producción de aceite y/o 
gas (PEMEX, 2011): 
ASOCIACIÓN MEXICANA DE EMPRESAS PETROLERAS EN 
MÉXICO (AMEXHI) 
Anadarko DEA- Deutsche 
Erdoel 
Lewis Energy Petrobras 
BG Group Diavaz Lukoil Premier Oil 
BHP Billiton Ecopetrol MCX Exploration 
(Mitsubishi) 
Pluspetrol 
BP ExxonMobil Murphy Oil Repsol México 
Bridas Galp Energía Newpek (Grupo 
Alfa) 
Sierra Oil & Gas 
Carso Oil and Gas Grupo México Noble Energy 
México 
Shell 
CASA Exploration Hess México Oxy Statoil 
Chevron Hunt Oil Pacific Rubiales Suncor 
CNOOC- Nexen Inpex Corporation Pemex Talos Energy 
Cobalt International 
Energy 
Jaguar Exploración 
y Producción 
Petrobal Tecpetrol 
Tabla 1.1 Asociación Mexicana de empresas petroleras en México (AMEXHI). 
Existen grandes volúmenes de reservas no recuperadas en Plays 
complejos, por lo que se buscan nuevas oportunidades de desarrollos de 
este tipo de campos y de producción. Se considera la existencia de 
hidrocarburos que serán descubiertos por la exploración de aguas 
profundas como en la Cuenca Salina del Golfo de México Profundo, en la 
8 
 
Cuenca Salina del Istmo, Provincia Salina del Bravo y Cinturón Plegado 
Perdido. 
Actualmente y con el avance tecnológico, existen nuevas técnicas 
de adquisición sísmica, softwares especializados en interpretación, así 
como nuevas herramientas, técnicas de perforación y terminación de pozos 
para la perforación de cuerpos salinos, cuya realización debe ser en grupos 
integrales con el fin de incrementar el índice de éxito (en México se han 
llegado a perforar hasta 3000 m de sal). 
1.9. ANTECEDENTES 
Los descubrimientos y desarrollos de campos en cuencas 
sedimentarias con tectónica salina, comenzaron en Medio Oriente y 
posteriormente en aguas someras y profundas del Mar del Norte, EUA y 
África, debido al gran potencial petrolero que contienen. 
México cuenta con yacimientos petroleros asociados a secuencias 
de rocas evaporitas conformadas por tectónica salina, que están siendo 
explotados, pero se han encontrado con grandes retos para obtener una 
buena imagen sísmica (Fig. 1.3). 
 
Figura 1.3 Localización de las provincias salinas del Norte y Sector Sur-Sureste del Golfo 
de México. (Tomado de Provincia Petrolera Golfo de México Profundo, PEMEX, 2013- B) 
9 
 
1.9.1. Cuenca Salina Del Istmo 
Forma parte de las Cuencas terciarias del Sureste de México, tiene 
una extensión aproximada de 15,300 km2 (Figura 1.4), se caracteriza por la 
presencia de sal en forma de diapiros, paredes, lengüetas y canopies 
(toldos), que afectan la columna suprayacente, en donde los sedimentos 
del Cenozoico y Cuaternario, son intrusionados por los cuerpos de sal 
alóctona Jurásica asociados a plays con aceites ligeros en estructuras 
salinas complejas (PEMEX, 2009). Esta cuenca salina en su 
correspondiente extensión hacia el Golfo, es conocida como “Sal Somera”. 
 
Figura 1.4 Sección estructural de la Provincia Salina del Istmo (Terrestre), (Tomado de 
Provincia Petrolera Sureste, PEMEX, 2013-B). 
Existen semejanzas morfológicas de los domos y diapiros salinos 
de las costas del sur del Golfo de México con los de Estados Unidos en 
donde, las estructuras salinas tienen generalmente una forma más regular 
(redonda), mientras que los domos salinos de la Cuenca del Istmo 
presentan formas irregulares y alargadas, lo cual posiblemente indica 
condiciones de tectónicas diferentes, aunque la edad y génesis de las 
secuencias salinas son similares (Enciso, 1963). 
10 
 
Durante 1905 las compañías extranjeras extrajeron aceite 
comercial en el campo Capoacán (Tissot,1979), en domos salinos cercanos 
a Coatzacoalcos, Veracruz, en la Cuenca Salina terrestre, los cuales están 
asociados a trampas ubicadas en el caprock, en los domos y diapiros 
salinos. 70 años después, dicha cuenca ha sido una de las principales 
productoras de aceite de México. 
1.9.2. Cuenca Salina Del Golfo De México Profundo 
Localizada en la parte S-SE de México y frente a Ciudad del 
Carmen, Camp. (Zona marina, Figura 1.5). La columna sedimentaria 
Mesozoica y Cenozoica se encuentra intrusionada por grandes canopies 
de sal, domos e intrusiones salinas con raíz profunda, que originan la 
deformación y rompimiento de las secuencias mesozoicas, lo que origina 
la formación de mini-cuencas por evacuación de sal. 
 
Figura 1.5 Sección estructural de la Provincia Salina del Istmo (Marina), (Tomado de 
Provincia Petrolera Golfo de México Profundo, PEMEX, 2013). 
1.9.3. Provincia Salina del Bravo 
Se localiza en el sector NW del Golfo de México y frente al delta del 
Río Bravo, incluye las subprovincias del Cinturón Subsalino y minicuencas, 
los tirantes de agua oscilan entre [500 a 2,500 m], presenta un régimen 
11 
 
compresivo con pliegues amplios y prolongación de fallas inversas en sus 
crestas y flancos, cuya dirección preferencial es NE-SW. Los pliegues están 
nucleados por sal y cubiertos por canopies y lengüetas; los canopies de sal, 
alcanzan sedimentos del Eoceno Medio. La zona de minicuencas se 
localiza al occidente y está representada por toda una franja semi paralela 
al borde del talud continental, con presencia de diapiros de sal o arcilla (Fig. 
1.6). 
 
Fig. 1.6 Sistema de extensión-compresión de la Cuenca de Burgos y parte Marina 
(PEMEX, 2013-A). 
1.9.4. Cinturón Plegado Perdido 
Se localiza al oriente de la Provincia Salina del Bravo con tirantes 
de agua de [2,000 a 3,500 m], presenta todo un conjunto de pliegues 
provocados por la tectónica salina y por la acción gravitacional al occidente 
del área durante el Oligoceno-Mioceno. Las fallas inversas presentan una 
orientación NE-SW, con despegue en la sal autóctona Jurásica, esta 
deformación involucra la secuencia cretácica y cenozoica. El tipo de 
hidrocarburo es principalmente aceite y las rocas almacenadoras 
corresponden a calizas fracturadas de aguas profundas, mientras que en 
el Cenozoico, tenemos areniscas formadas en ambientes profundos 
correspondientes a turbiditas (Pemex, 2011) (Fig.1.7). 
12 
 
 
Fig. 1.7 Sección estructural de Salina del Bravo y Cinturón Plegado Perdido (PEMEX, 
2013-B). 
1.9.5. Exploración Salina En México 
En el siglo XX la exploración en México, se realizó mediante 
trabajos de geología superficial y geofísicos, en donde los geólogos 
iniciaron los estudios en la Cuenca Salina del Istmo con tecnología básica, 
logrando descubrir la existencia de trampas conformadas por sedimentos 
plegados en forma dómica resultado de la tectónica salina que causo 
plegamiento o intrusión (Venegas, 2010). 
La exploración petrolera en México fue un reflejo de lo que sucedía 
en Texas- Louisiana, USA, para el caso de la Cuenca Salina del Istmo, la 
etapa de exploración del caprock de sal, se dio en 1901, cuando el inglés 
Weetman Pearson que construía la vía del ferrocarril a través del Istmo de 
Tehuantepec, observo una gran cantidad de chapopoteras, por lo que los 
geólogos realizaron estudios de reconocimiento (Venegas, 2010). Los 
resultados de estos estudios animaron a Pearson a fundar la Compañía El 
Águila, con el fin de explorar con las mismas ideas y metodologías 
aplicadas en Texas-Louisiana, los geólogos identificaron siete domos 
salinos, cinco de los cuales se explotaron como campos petroleros (San 
Cristóbal, Concepción, Tecuanapa, Soledad e Ixhuatlan). 
13 
 
En 1972, se descubrieron los campos del Mesozoico en la región 
Chiapas-Tabasco, en donde la industria petrolera se consolidó como una 
de las principales actividades económicas del país, permitiendo la 
expansión en 1974, junto con un alza en los precios del petróleo, que 
incentivó la perforación de pozos con más de 3,500 metros de profundidad. 
Existe una gran similitud entre los domos y diapiros salinos del Sur 
de México y los de Estados Unidos; donde las estructuras salinas tienen 
forma regular (redonda), mientras los domos salinos de la Cuenca Salina 
del Istmo presentan formas más irregulares y alargadas, lo cual 
posiblemente indica condiciones tectónicas diferentes, aunque la edad y 
génesis de las secuencias salinas es la misma (Enciso, 1963). 
La Cuenca Salina del Istmo presenta un gran interés petrolero, ya 
que se han encontrado importantes campos productores de aceite y gas en 
estructuras formadas por tectónica salina. Actualmente se han desarrollado 
programas de levantamientos sísmicos como parte del Proyecto de Crudo 
Marino y Coatzacoalcos. 
Es importante pensar donde podrían encontrarse nuevas fuentes 
de hidrocarburos, como las localizadas en la Provincia Salina del Golfo 
Profundo, donde existen numerosas evidencias de la presencia de aceite, 
el cual está siendo expulsado a la superficie a través de fallas geológicas, 
en donde se espera que el hidrocarburo sea aceite ligero y gas. 
1.9.6. Avances en el Método Sísmico 
En lo que respecta al método sísmico, este ha pasado por varias 
etapas de evolución en el mejoramiento del diseño de la adquisición 
sísmica, así como en el procesamiento de los datos. La historia indica como 
ha evolucionado, por ejemplo, en la década de 1920 la tecnología permitió 
detectar capas inclinadas por medio de disparos analógicos con una 
cobertura simple. En la década de 1930, esta técnica fue clave para 
hallazgos registrados en torno a domos salinos y se convirtió en una 
14 
 
práctica estándar. Para la década de 1950 se registraron datos sísmicos 
con una cobertura múltiple (de 100-600%), técnica que mejoró 
significativamente la relación señal-ruido. En la década de 1960 se 
reemplazaron los datos obtenidos por métodos analógicos y ópticos en 
datos digitales. En la década de 1980, se introdujeron los levantamientos 
sísmicos 3D en la industria petrolera, transformando todo el negocio de 
exploración. Se comenzaron a utilizar los atributos de trazas y los puntos 
brillantes como indicadores directos de la presencia de hidrocarburos. Para 
la década de 1990, la exploración sísmica 3D se extiende sobre diferentes 
áreas marinas, terrestres y transicionales en todo el mundo; se mejoró la 
imagen sísmica con los procesamientos de migración en tiempo después 
del apilamiento (PSTM). Actualmente, la imagen sísmica en escala de 
profundidad (Pre stack depth migration PSDM) aporta nuevas 
oportunidades de exploración en regiones complejas, aunada a un nuevo 
diseño de levantamiento sísmico, denominado de registro en círculos con 
full azimuth (WAZ), que ha resultado efectivo para obtener imágenes por 
debajo de la sal; también se han mejorado los levantamientos de sísmica 
de pozo, conocidos como perfiles sísmicos verticales (VSP); todas estas 
técnicas ayudan a los intérpretes a generar nuevas áreas prospectivas por 
debajo de la sal y a descubrir nuevos plays (Fig. 1.8) (Schlumberger, 2008). 
 
Figura 1.8 Mapeo de cuerpos salinos de un cubo sísmico 3D (Tomada de Vargas, 2011). 
15 
 
 
En el modelado de yacimientos petroleros, la imagen sísmica 
presenta un rol muy importante, ya que la calidad nos dará una mejor 
interpretación estructural del yacimiento. El conocimiento de las 
propiedades físicas y petrofísicas del yacimiento es uno de los desafíos 
principales para construir mejores modelos, proyectos y predicciones con 
los datos disponibles. Las nuevas tecnologías y procesamientos de los 
datos sísmicos, para efectos de explorar las provincias subsalinas en áreas 
de aguas profundas, sumadas a la experiencia adquirida de todo el 
personal técnico, serán de utilidad para el desarrollo de futuros proyectos, 
donde la semejanza o diferencia en cuencas con capas salinas trabajadas, 
ayudará a reconocer las características de una Cuenca que pueden señalar 
rasgos correspondientes, aunque previamente no descubiertos 
(Schlumberger, 2008-2009). 
 
16 
 
 MARCO TEÓRICO 
2.1. SECUENCIAS EVAPORÍTICAS 
2.1.1. Rocas sedimentarias químicas 
Las rocas de origen químico, son el resultado de procesos de 
precipitación en las cuencas sedimentarias, apoyados de agentes 
geológicos para formar rocas de origen sedimentario y evaporíticas como 
se muestran en la Fig. 2.1. 
 
Fig. 2.1 Diagrama de formación de rocas debido a agentes sedimentarios y químicos 
(Tarbuck, 2015). 
17 
 
2.1.2. Evaporitas 
Son depósitos salinos, generalmente formados en climas áridos, 
donde la evaporación excede el rango de precipitación y temperatura. 
2.1.2.1. Génesis 
Se forman por la evaporación del agua que se encuentra en lagos y mares 
antiguos de poca profundidad así como en zonas desérticas o cálidas con 
poca precipitación y su velocidad de acumulación está en función de la 
temperatura. Un ejemplo son las evaporitas del Mediterráneo que se 
formaron en el Mioceno Tardío con 2 km de espesor cuya depositación 
tardó aproximadamente 200,000 años (Spalletti, 2009). 
2.1.3. Rocas Evaporíticas 
Son rocas de origen principalmente marino formadas por la precipitación 
química de los componentes minerales presentes en una mezcla 
sobresaturada de sales después de la evaporación del líquido en el que 
estaban disueltos, las cuales están compuestas por uno a más minerales 
de Sodio, Potasio, Calcio, Magnesio, Cloruro, Sulfato, carbonato y 
bicarbonato (son quienes determinan el nombre). Para su formación, es 
esencial que el ritmo de evaporación exceda el aporte de agua, para que 
se mantengan así los niveles de sobresaturación (Spalletti, 2009). También 
existen evaporíticas continentales, formadas en lagos salados o en 
regiones desérticas que se inundan esporádicamente, donde se ha 
calculado que en 427 m de altura, se precipitan 6.7 m de halita y 0.3 m de 
yeso. 
2.1.3.1. Clasificación de Rocas Evaporíticas 
Las rocas evaporíticas son clasificadas basándose en su composición 
mineralógica y química. De esta forma las rocas evaporitas pueden estar 
divididas en cuatro grandes grupos que son: carbonatos, sulfatos, cloruros 
y nitratos (Tabla 1.2). 
18 
 
 Cloruros: Halita (NaCl), Silvita (KCl) y Carnalita (CaMgCl3· 
6H2O) Sulfatos: Anhidrita (CaSO4), Yeso (CaSO4·2H2O), Polihalita 
(K2MgCa2(SO4)4.2H2O) y Kieserita (MgSO4·H2O) 
 Nitratos: Soda (NaNO3) 
 Carbonatos: Trona (NaHCO3·Na2CO3) 
 
19 
 
Tabla 1.2 Minerales evaporíticos (**Carbonatos alcalinotérreos menos salinos y 
carbonatos evaporíticos, Modificada de Warren, 1999). 
 
NOMBRE MINERAL FÓRMULA DENSIDAD g/cm3 NOTAS
Sulfato Anhidrita CaSO4 2.97
No tiene agua, se forma por deshidratación
del yeso, se distingue por su dureza y peso
Carbonato Magnesita** MgCO3 3.01
Carbonato Aragonita** CaCO3 2.94
Carbonato Dolomita** Ca(1+x) Mg(1-x) (CO3)2 2.86 a 3.10
Mineral compuesto de carbonato de calcio
y magnesio. Se sustituye el calcio por
magnesio en la roca caliza
Sulfato Langbeinita 2MgSO4.KSO4 2.82
Sulfato Glauberita CaSO4.Na2SO4 2.77
Sulfato Polihalita 2CaCO3.MgSO4.K2SO4. H2O 2.8
Sulfato Bassanita CaSO4.1/2 H2O 2.7
Sulfato Ternadita Na2SO4 2.7
Sulfato Vanthoffita MgSO4.3Na2SO4 2.7
Carbonato Calcita** CaCO3 2.7
Sulfato Aphthitalita K2SO4.(Na,K)SO4 2.66 a 2.7
Sulfato Antarcticita (glaserita)CaCl2.6H2O 2.66
Sulfato Leonita MgSO4. K2SO4.4H2O 2.66
Carbonato Shortita 2CaCO3.Na2CO3 2.6
Sulfato Hanksita 9Na2SO4.2Na2CO3.KCl 2.58
Sulfato Singenota CaSO4. K2SO4. H2O 2.579 a 2.603
Sulfato Kieserita MgSO4. H2O 2.57
Su origen en depósitos de sal de secuencias 
evaporíticas del Paleozoico, una laguna
aislada se evaporó y la sal se cristalizó
Carbonato Bukeita Na2CO3.2Na2SO4 2.57
Sulfato Loewita 2MgSO4. 2Na2SO4.5H2O 2.37
Carbonato Pirssonita CaCO3. Na2CO3.2 H2O 2.35
Sulfato Yeso CaSO4. 2H2O 2.32
Su origen es sedimentario, pero puede
formarse por actividad hidrotermal
Nitrato Soda NaNO3 2.26
Mezclada con sustancias orgánicas
provoca explosiones
Carbonato Termonatrita Na2CO3. H2O 2.25 a 2.26
Sulfato Kainita 4MgSO4.4KCl.11H2O 2.24
Sulfato Bloedita (astrakanita)Na2SO4. MgSO4. 4H2O 2.23
Cloruro Halita NaCl 2.165
Compuesta por 60.6% de Cloro y 39.4% de
Sodio, es cúbica y plástica, mala
conductora de electricidad, tiene alto
índice térmico
Carbonato Nahcolita NaHCO3 2.16
Carbonato Trona NaHCO3. Na2CO3 2.11 a 2.17
Se forma en depósitos evaporíticos no
marinos sujeto a la deshidratación, forma
costras
Cloruro Silvita KCl 1.993
Compuesta por 52.4% de Potasio y 47.6%
de Cloro, es ortorrómbica, mala
conductora de electricidad, tiene alto
índice térmico
Carbonato Gaylusita CaCO3.Na2CO3.5H2O 1.96
Sulfato Pentahidrita CaCO3. 5H2O 1.9
Carbonato Ikaita** CaCO3.6H2O 1.78
Borato Bórax Na2B4O7 1.73
Sulfato Epsomita MgSO4. 7H2O 1.73
Sulfato Hexahidrita MgSO4.6H2O 1.73
Carbonato Mg-Calcita** (Mgx,Ca1-x )CO3 1.73
Cloruro Carnalita MgCl2.KCl. 6H2O 1.6
Cloruro Bischofita MgCl2. 6H2O 1.591
Sulfato Mirabilita Na2SO4.10H2O 1.49
Carbonato Natron Na2CO3.10H2O 1.42 a 1.47
20 
 
2.1.3.2. Cloruros 
 Halita 
La Halita (NaCl) es un mineral de color blanco o incoloro, cuando 
es totalmente puro, aunque varía en una amplia gama de colores 
dependiendo de la alteración en su estructura cristalina; se precipita en 
cuencas sedimentarias sobresaturadas de NaCl. Geológicamente está 
asociada a otras evaporitas y se ubica en el núcleo del domo salino, 
circundada por sedimentos, mientras que la parte superior del domo está 
formado por caliza, yeso y anhidrita (se presenta en depósitos 
estratificados, con diferentes texturas y estructuras sedimentarias). En la 
evacuación de los cuerpos de sal alóctona, se van formando fallas en forma 
de V en las crestas (Fig. 2.2). 
 
 
Fig. 2.2 Diagrama de la sal comportándose como roca sello (Tomado de 
http://perfosrt2016.blogspot.mx/p/blog-page_16.html) 
La baja densidad y permeabilidad que la caracteriza, ayuda a que 
actúe como un sello para líquidos y gases. Es mala conductora de 
electricidad y posee un elevado índice de conductividad térmica; tiene una 
densidad de 2.17 g/cm3, pero va cambiando, debido a que acarrea con ella 
Halita 
21 
 
sedimentos de los horizontes intrusionados (Fig. 2.3). En la halita las ondas 
sísmicas pueden alcanzar velocidades que oscilan entre los 4,400-4,600 
m/s; en ciertos casos casi duplicando la velocidad con que viajarían en los 
sedimentos adyacentes, dichos contrastes de velocidades producen 
problemas de iluminación sísmica por debajo de la sal (Jackson y 
Vendeville, 1994). 
Los cuerpos de sal alóctona buscan migrar hacía una zona donde 
encuentren su equilibrio isostático, que pueden en su camino intrusionar 
algún horizonte cargado y crear zonas propicias para la generación de 
plays subsalinos. La sal es mecánicamente estable, si se comprime por 
todos los lados durante el proceso de sepultamiento, no obstante, su baja 
viscosidad permite que migre, debido a la acción de fuerzas 
desbalanceadas. Todos los elementos del sistema petrolero pueden 
encontrarse por encima y por debajo de la sal. La plasticidad de la sal es 
sensible a los cambios producidos por la perforación de un pozo (Jackson 
y Vendeville, 1994). 
 
Fig.2.3 Gráfica de valores de densidad de las diferentes litologías a partir de la 
profundidad, teniendo resaltada la línea de densidad de la sal (Jackson y Vendeville, 
1993). 
La halita es más débil que otras litologías bajo tensión y 
compresión; es frágil, con una dureza de 2.5, que sometida a una presión 
manifiesta una deformación plástica (Fig. 2.4). 
22 
 
 
Fig. 2.4 Valores de dureza de la sal con diferentes litologías (Jackson y Vendeville, 1994) 
 Silvita 
Es un mineral salino (KCl) que cristaliza en el sistema rómbico 
teniendo la misma estructura cúbica que la Halita; su color blanco lechoso 
se debe a inclusiones de burbujas de gases, cuando no tiene impurezas es 
incolora, aunque después puede tornarse de otros colores de acuerdo a las 
partículas que la complementen como morada, blanquecina, gris, rosa, 
azulada, amarilla o roja. Es frágil y plástica cuando se somete a una presión 
prolongada. Se distingue por su elevada conductividad térmica y por su 
gran solubilidad (Dana, 1969). Tiene una densidad de 1.993 g/cm3, una 
dureza que va de 2 a 2.5 en escala de Mohs. Es más soluble que la Halita 
pues se precipita posterior a ésta. La diferencia entre la Halita y la Silvita 
radica en el tamaño de iones de Na+ y K+, aunque ambas se forman en 
cuencas sedimentarias como producto de la evaporación del agua y el 
depósito de los minerales disueltos. Puede estar asociada a fumarolas 
volcánicas, suele contener inclusiones de líquidos y gases, principalmente 
hidrógeno, metano y helio; entre impurezas físicas se observan el cloruro 
de sodio y óxido de hierro (Mancilla, 1995). 
 Carnalita 
Mineral que pertenece a la familia de los cloruros (haluros), cuya 
fórmula es KMgCl3·H2O. Las variedades puras son incoloras, se 
descompone en cloruro de potasio y de magnesio, con seis moléculas de 
agua formando una salmuera. (Dana, 1969). Tiene una densidad de 1.6 
23 
 
g/cm3, una dureza que oscila entre los 2 y 2.5. Tiene un brillo graso, es 
masivo y granular que raramente forma cristales pseudo-hexagonales. 
Cristaliza en el sistema ortorrómbico Se encuentra en depósitos 
evaporíticos y es soluble en agua. Se caracteriza por su blandura y ligereza, 
así como por la ausencia total de exfoliación. Se origina por evaporación 
química de las soluciones salinas y se localiza principalmente en grandes 
depósitos en forma de estratos. 
2.1.3.3. Sulfatos 
 Anhidrita 
Sulfato de calcio anhidro (CaSO4) que no posee ninguna molécula 
de agua en su estructura salina y que se forma por la deshidratación del 
yeso (Middleton, 2005). De color blanco, azulado, violáceo, rosado, rojizo, 
dependiendo de sus impurezas. Pertenece al sistema ortorrómbico. Es 
resultado de la precipitación del agua de mar una vez que la evaporación 
ha concentrado el agua a 19% de su volumen original. Otra manera de su 
formación es por precipitación directa en costas áridas, o como resultado 
de la alteración de yeso por sepultamiento (Nichols, 2010). Se distingue de 
lacalcita por su mayor densidad (2.97 g/cm3) así como del yeso por su 
mayor dureza (3-3.5). Su velocidad sísmica es de 6,500 m/s y se presenta 
comúnmente en depósitos uniformemente estratificados, aunque no es 
común encontrarla bien cristalizada. 
 Yeso 
El yeso (CaSO4·2H2O) ocurre en capas estratificadas con cierta 
deformación debido al aumento de volumen que sufre la Anhidrita durante 
la hidratación, resultando en la presencia de diferentes texturas fibrosas o 
entrelazamiento de cristales y sedimentos. Pertenece al sistema 
monoclínico; presenta un brillo vítreo y sedoso en los cristales, nacarado 
en superficies de exfoliación Los colores que presenta son blanco, gris, 
incoloro, marrón, anaranjado, rosa, amarillo, o verde. Se presenta en 
cristales alargados de selenita cuando se precipita fuera del agua (yeso 
24 
 
primario) y si se forma como resultado de la rehidratación de anhidrita 
(Mancilla, 1995); su raya es blanca, tiene una dureza de 2.0 y una densidad 
de 2.32. (Dana, 1969). 
Presenta velocidades sísmicas de 3000-4000 m/s. En general 
corresponde con depósitos evaporíticos asociados a antiguos mares o 
lagos salados, aunque también pueden ser producto de hidratación de la 
anhidrita. En otros casos se forma por la acción del ácido sulfúrico 
procedente de la pirita al actuar sobre la calcita que se encuentran en 
margas y arcillas calcáreas; también se pueden formar por acción de 
fumarolas de aguas sulfurosas, ya sea sobre calizas o sobre tobas 
volcánicas (Mancilla, 1995). Es de origen sedimentario, asociado con rocas 
calcáreas y arcillosas principalmente, aunque también puede formarse en 
vetas por actividad hidrotermal. Éste se precipita cuando la salinidad del 
agua (a 30°C) alcanza un valor superior a 3 veces más de lo normal1. 
 Polihalita 
La polihalita (K2MgCa2(SO4)4.2H2O) es una sal de sulfato de 
Potasio, Calcio y Magnesio que se encuentra distribuida en depósitos 
salinos de origen marino, en zonas expuestas a la evaporación prolongada. 
Va de incolora, blanca a gris, pero si tiene la presencia de óxidos de hierro 
puede ser de color rojo, ladrillo rojo o rosa. Los cristales son transparentes 
a translúcidos, con hábitos fibrosos, masas laminares, granular y foliada; la 
fractura es fibrosa, la dureza es de 3.5, densidad de 2.8 y raya blanca 
(Dana, 1969). Se precipita posterior a la Dolomita, la Calcita, el Yeso, la 
Anhidrita y la Halita, lo que indica que requiere una evaporación 
significativa; por lo que va acompañada por halita y anhidrita, aunque a 
veces con carnalita y kieserita 
 
 
1 Valor normal de salinidad del agua de mar: 35 000 ppm (34.8 g de sal por cada kg de agua, 
donde 1 kg= 1 l) 
25 
 
 Kieserita 
La kieserita (MgSO4·H2O) es un mineral frecuente de las evaporitas 
marinas, que en salinas potásicas se encuentra junto con halita, carnalita, 
silvita, polihalita, anhidrita y langbeinita. Forma masas poliangulares que 
van de incoloras, finas y gruesas, a blancas o amarillas. Tiene su origen en 
depósitos de sal encontrados en secuencias evaporíticas del Paleozoico, 
durante un período donde predomino un clima caliente y seco, el agua de 
las lagunas saladas fue aislada del océano por barras superficiales y se 
evaporó, la sal se cristalizó; con el proceso de evaporación, los carbonatos 
(caliza y dolomita) y los sulfatos (yeso y anhídridos), se sedimentaron 
primero, seguidos por la halita (NaCl). Finalmente, el potasio y el magnesio. 
Este proceso se repitió de forma continua, formando importantes depósitos 
de sal (Dana, 1969). 
2.1.3.4. Nitratos 
El nitrato asociado a las evaporitas es la soda, cuyas 
características y propiedades se describen a continuación: 
 Soda 
Conocido también como nitrato de sodio (NaNO3), es una sustancia 
incolora y altamente oxidante. Si se mezcla con sustancias orgánicas, 
puede provocar explosiones. El nitrato es ligeramente tóxico. Es sólido, con 
una apariencia de polvo blanco o cristales incoloros, una densidad de 2,26 
g/cm3 (Dana, 1969). 
2.1.3.5. Carbonatos 
Únicamente se describirá a la Trona ya que es el principal 
carbonato asociado a las evaporitas. 
 
 
26 
 
 Trona 
Es un mineral formado por carbonatos de sodio en depósitos 
evaporíticos no marinos, cuya fórmula es NaHCO3·Na2CO3. Su densidad 
es de 2.13 g/cm3. Es un mineral de color gris, blanco, marrón claro o 
amarillento, lustre vítreo, transparentes a translucidos; pertenece al sistema 
monoclínico; es masiva, fibrosa o columnar, dureza de 2.5-3, raya blanca 
(Dana, 1969). Está asociada a la halita y está sujeta a la deshidratación y/o 
hidratación. Pueden formar costras en las paredes de cuevas y minas o en 
los suelos en regiones áridas. 
2.2. DEFORMACIÓN DE LA SAL 
2.2.1. ELEMENTOS DE LA TECTÓNICA SALINA 
 Sobrecubierta (overburden) 
Sedimentos que cubren la sal. En algunos casos la sal alóctona 
sobreyace localmente a su sobrecubierta como resultado de la deformación 
(Oviedo, 1996). 
 Sal madre o fuente (source layer / mother salt) 
Capa inicial que aporta la sal para el crecimiento de las estructuras 
salinas (Jackson & Talbot, 1991). 
 Sustrato (substratum) 
Capa dúctil abajo de la sobrecubierta frágil que se encuentra por 
encima del estrato subsalino o basamento (Jackson & Talbot, 1991). 
 Cubierta (cover) 
Pila sedimentaria completa encima del basamento que incluye 
tanto al sustrato (sal) como a la sobrecubierta (Oviedo, 1996). 
 
27 
 
 Capa pre-cinemática (prekinematic layer) 
Capas que fueron depositadas antes del inicio del flujo de la sal y 
que mantienen espesores constantes (Rojas- Alcántara, 2010). 
 Capa sin-cinemática (synkinematic layer) 
Capa de sedimentos depositada sobre la capa precinemática 
cuando la sal fluye, que presenta un engrosamiento local asociado a la 
remoción salina (cuencas de evacuación) o adelgazamiento hacia la parte 
frontal del horizonte salino (Jackson & Talbot, 1991). 
 Capa post-cinemática (postkinematic layer) 
Capa que se encuentra depositada encima de la capa 
sincinemática cuando ha cesado el flujo de la sal. Presenta estratificación 
horizontal y espesores constantes, al no ser afectadas por un proceso de 
deformación posterior al flujo total de la sal (Jackson & Talbot, 1991) (Fig. 
2.5). 
 
Fig. 2.5 Representación de los elementos básicos de la tectónica salina (Flujo 
sedimentario; a) Extensión, b) Acortamiento), (Modificado de Jackson y 
Talbot, 1991). 
 
 
28 
 
 Cap rock 
Capa de roca impermeable, comúnmente de lutitas, anhidrita o sal, 
que forma una barrera o un sello encima. Es comúnmente encontrado en 
la parte alta de un domo salino. La permeabilidad de una roca capaz de 
retener fluidos a través del tiempo geológico es ~10-6 – 10-8 darcies 
(Schulmberger, 2008-2009). 
2.2.2. Deformación de la sal en capas o láminas 
El crecimiento y tamaño de las estructuras salinas, está limitado por 
factores como la cantidad de sal que posee el cuerpo, el espesor de la 
sobrecarga y la eficiencia mecánica de la falla. Las láminas de sal son 
estructuras de sal alóctona, donde su anchura es mayor que su espesor; 
por lo tanto, puede incluir lengüetas y lacolitos de sal. La formación de 
láminas de sal se origina al introducirse la sal por fallas, discordancias o 
fracturas, adquiriendo la forma dependiendo del movimiento (Jackson, et. 
al., 1994). Un ejemplo es al encontrarse sal que no fue lo suficientemente 
desplazada, ésta forma cuerpos pequeños distribuidos en la base de la 
pared de una falla normal o en estructuras separada por un sinclinal. Al 
observar el patrón de fallas que se tienen encima de la sal, podemos inferir 
que dichas fallas siguen por debajo de la sal, pues la sal las ocupa 
solamente para evacuar hacia las capas suprayacentes (León, 2001). 
2.2.3. Mecanismos en la deformación de la sal 
De acuerdo a Jackson y Talbot, 1991, el mecanismoprincipal por 
el que la sal fluye, es por el efecto de la gravedad, aunque existe otro 
cuando se tiene que el esfuerzo principal (σ1) es vertical y todos los 
esfuerzos laterales son iguales a la presión litostática. 
Para referirnos a la deformación tectónica que involucra la sal u 
otras evaporitas, hablamos de la halotectónica, que incluye los siguientes 
mecanismos (Jackson y Talbot, 1986): 
29 
 
 Halotectónica extensional 
Esta tectónica salina está asociada con el desarrollo regional de 
fallas normales, tanto en la sobrecubierta como en la cubierta al tener un 
esfuerzo distensivo (Rojas, Alcántara, 2010). 
 Halotectónica compresional 
Estado de esfuerzos que da origen al acortamiento regional que 
puede afectar a la cubierta sedimentaría o al basamento. Genera pliegues 
y fallas inversas (Rojas, Alcántara, 2010). 
 Halokinesis 
Forma de tectónica salina donde la sal se mueve por tres procesos 
generales: (1) flujo por gravedad, similar al movimiento glacial; (2) empuje, 
asociado con la tectónica de colisión; y (3) diapirismo, comúnmente 
atribuido a los efectos complementarios de carga de sedimento y las 
diferencias en la flotabilidad (Jenion, 1986). En la halokinesis se incluyen a 
los mecanismos que a continuación se mencionan: 
o Flotación (buoyancy) 
Cuando la densidad de la sobrecubierta es igual a la de la sal, se 
tiene un punto a profundidad (nivel neutral de flotabilidad) donde la sal 
empieza a flotar y los diapiros se expanden rápidamente (Rojas-Alcántara, 
2010). 
o Expansión por gravedad 
Este mecanismo se asocia con el origen, expansión y la inyección 
lateral de los canopies salinos (Rojas-Alcántara, 2010). 
o Convección termal 
Se asocia al ascenso de la sal caliente en estado subsólido y al 
hundimiento de la sal fría, debido al gradiente termal entre la base y la cima 
de la sal, produciendo corrientes de convección. La convección termal es 
30 
 
teóricamente posible en capas de sal con espesores mayores a los 2.9 km, 
con una viscosidad menor de 1016 Pa y un gradiente geotérmico de 
30°C/km (Rojas, Alcántara, 2010). 
Con base en la Geología Estructural, relacionada con la sal y sus 
movimientos laterales (Tim F. Wawtzyniee, University of New Mexico, 
Albuquerque NM. Junio 2005) podemos definir un modelo de Diapiro salino 
que intrusiona como en la figura 2.6. 
 
Fig. 2.6 Cresta compresional de un diapiro y la influencia de la sedimentación en el 
Fondo Marino (Davidson, 2000). 
2.3. ESTRUCTURAS SALINAS 
2.3.1. Estructuras no diapíricas 
Al ser las primeras estructuras salinas que se forman tienen un 
relieve suave en sus cimas; se consideran inmaduras de acuerdo a su 
evolución. Son originadas por un par de fuerzas que actúan lateralmente 
doblando una estructura sólida como resultado de un sobreesfuerzo (Fig. 
2.7)(Rojas- Alcántara, 2010). En la sísmica se observan como estructuras 
de baja amplitud: 
 Ondulaciones de sal (salt rollers) 
31 
 
 Montículos de sal (salt swells) 
 Anticlinales salinos (salt anticline) 
 Almohadillas de sal (salt pillows) 
 Domo de sal (salt dome) 
 
Fig. 2.7 Estructuras salinas (Jackson y Talbot, 1991). 
2.3.1.1. Ondulaciones de sal (salt rollers) 
Estructuras onduladas desarrolladas en la parte superior de las 
márgenes de las cuencas pasivas en forma de hileras paralelas al margen 
basal con espesores que van de 1 km de la base a la cima, hasta decenas 
de kilómetros y un ancho de hasta 10 km (Basurto, 1992). Su mecanismo 
de deformación es combinado de halotectónica extensional y halokinesis 
por carga diferencial (Yorston, 1989) y sísmicamente presentan baja 
amplitud (Fig. 2.8 y 2.10). 
32 
 
 
Fig. 2.8 Ondulaciones de sal (Jackson y Talbot, 1991). 
2.3.1.2. Anticlinal de sal (salt anticline) 
Son estructuras alargadas (Fig. 2.9 y 2.10) de cuerpos ascendentes 
que tienen una sobrecarga concordante (Harrison y Bally, 1988). 
 
Fig. 2.9 Anticlinal de sal (Jackson y Talbot, 1991). 
 
Fig. 2.10 Perfil sísmico de la parte central de Qianjiang, China (Tomado de Seismic 
Interpretation of Growth Fault and Salt Diapirism in Qianjiang Sag, Jianghan Basin, 
Southeastern China, Benserkhria, Qi, Shi, Zhan, 2009). 
33 
 
2.3.1.3. Montículos de sal (salt swells) 
Pequeñas protuberancias que presentan una base plana y una 
cima arqueada con pendientes suaves y una extensión de 0.1 a 0.5 km 
(Yorston, 1989), formadas en las primeras etapas del movimiento de la sal. 
Crecen sobre la interface sal-sedimentos y forman depresiones circulares 
en su evolución. Su mecanismo es halokinesis por flotación (Fig. 2.11). 
 
Fig. 2.11 Montículo de sal (Jackson y Talbot, 1991). 
2.3.1.4. Almohadillas de sal (salt pillows) 
Estructuras semicirculares o elípticas con bases semiplanas de 10 
km de longitud (Basurto, 1992) (Fig. 2.12), que provienen de cuerpos 
ascendentes que incrementan lentamente la pendiente de sus flancos 
(Trusheim, 1960), (Fig. 2.13). 
 
Fig. 2.12 Almohadillas de sal (Jackson y Talbot, 1991). 
34 
 
 
Fig. 2.13 Ejemplo de fracturación de las almohadillas. *Nota: estas secciones sísmicas se 
encuentran mal migradas, por lo que se tiene una pobre imagen sísmica para la certera 
interpretación (Tomada de Sans y Sàbat, 1996). 
2.3.1.5. Domos de sal (salt dome) 
Cuerpo circular o elíptico ascendente formado por el movimiento 
vertical de la sal que deforma la secuencia sedimentaria superior sin 
intrusión, como consecuencia de un empuje relativo de la sal cuando es 
enterrado bajo otro tipo de sedimento. Los hidrocarburos son comúnmente 
35 
 
localizados alrededor de domos de sal debido a las trampas creadas por el 
movimiento de la sal y la asociación con minerales evaporíticos que pueden 
ser un excelente sello (Schulmberger) (Fig. 2.14 y 2.15). Ejemplo de esto 
en México es en el Golfo de México en aguas ultra profundas a 
profundidades mayores a los 3000 m. 
 
Fig. 2.14 Típico domo o tronco salino, diapiro con paredes verticales y ligeras forma 
circular (Tomada de Smith, Kendell, Mkrides, Brown, 2016) 
 
Fig. 2.15 Domo de sal (Jackson y Talbot, 1991). 
o Tipos de domos y diapiros 
De acuerdo a la profundidad a la que se encuentra su cima 
(Halbouty, 1979) se clasifican en: 
a) Someros: Se forman entre la superficie y los primeros 600 
metros de profundidad. 
36 
 
b) Intermedios: Se forman entre 600 y 1,800 metros de 
profundidad. 
c) Profundos: Se forman a más de 1,800 metros de profundidad. 
De acuerdo a la edad de formación se consideran como: 
a) Jóvenes: Anticlinales y domos bajos, en los cuales hay núcleos 
de sal, los cuales tienen una pequeña deformación. 
b) Maduros: Los núcleos de sal se transforman en paredes 
verticales sobre los cuales se tiene un cap rock. 
c) Viejos: Asociados a un cap rock; presentan brechas de 
disolución en las paredes. Los sedimentos adyacentes están 
muy fracturados y fallados y un sinclinal bien definido rodea al 
domo (minicuenca). 
2.3.2. Estructuras diapíricas 
Estructuras formadas por intrusión salina de la cubierta 
sedimentaria, en las cuales se desarrollan diversas estructuras de alta 
amplitud (Fig. 2.16), como pueden ser: 
 Paredes de sal (salt walls) 
 Bloques diapíricos de sal (diapiric salt stock) 
 Diapiro de sal (salt diapir) 
 Toldos o canopies (salt canopy) 
 Lengüeta de sal (salt tongue) 
37 
 
 
Fig. 2.16 Estructuras salinas con estructuras lineales en la parte izquierda y circulares en 
la derecha, incrementando el grado de madurez en el centro (Jackson y Talbot, 1991). 
2.3.2.1. Paredes de sal (salt walls) 
Estructuras intrusivas, ascendentes y alargadas, resultado de una 
intensa sedimentación sobre las capas de sal. Forman hileras paralelas en 
los depocentros de la cuenca (Trusheim, 1960) y alcanzan desniveles de 5 
km y longitudes de hasta 260 km (Fig. 2.17 y 2.20). Se desarrollan 
rápidamente por halokinesis, carga diferencial y flotación (Basurto, 1992). 
 
Fig. 2.17Pared de sal (Jackson y Talbot, 1991). 
2.3.2.2. Diapiro de sal (salt diapir) 
Estructura geológica constituida por el material móvil que fue 
forzado en las rocas más débiles circundantes, usualmente por el flujo 
ascendente de material de un estrato original. El flujo pudo ser producido 
por fuerzas gravitacionales, fuerzas tectónicas o una combinación de 
ambas (Encyclopedia Britannica, 1998) (Fig. 2.18 y 2.20). Se encuentran 
en la zona más profunda de la cuenca, en perfecta continuidad con las 
almohadillas y separados de ellas por un sinclinal bajo el cual se halla, 
38 
 
frecuentemente una zona donde la capa de sal ha sido agotada y los 
sedimentos pre-sal y post sal están ahora en contacto. 
 
 Fig. 2.18 Diapiros de sal elongado visto en sección sísmica (Tomada de Smith, Kendell, 
Mkrides, Brown, 2016). 
Las fases del diapirismo (Fig. 2.19) son descritas en un régimen 
extensional como: reactivo, activo y pasivo (Jackson y Vendeville, 1993). 
El diapirismo reactivo ocurre en respuesta de extensión de la 
sobrecarga quebradiza, siendo el principal iniciador del diapirismo salino 
(Jackson y Vendeville, 1993). Su proceso puede operar 
independientemente de la densidad y resistencia de sobrecarga (Koyi el al., 
1993 y Jackson y Vendeville, 1993). La extensión crea un espacio encima 
de la capa de sal, el cual permite que la sal se emplace entre la falla normal 
suprayacente ligado a grabens (Hudec y Jackson, 2007). El diapirismo 
reactivo crea crestas con geometrías triangulares y es generalmente 
asociada con la creación de un escenario temprano de paredes de sal. 
La transición del diapirismo activo ocurre cuando el diapirismo 
reactivo ha ganado los suficientes grados en su vertical y la sobrecarga ha 
sido adelgazada por la extensión. La carga diferencial es la principal fuerza 
que conduce detrás del movimiento vertical en esta fase. El diapiro de sal 
podría intruir activamente dentro de la sobrecarga (Schultz-Ela et al., 1994) 
levantando el techo de la sobrecarga encima del nivel básico regional, 
rotando (Jackson et al., 1994). 
39 
 
La progresión al diapirismo pasivo ocurre cuando el diapiro es 
intruido y empujado a lado de la sobrecarga al punto donde la sal es 
penetrada a la superficie de sedimentación (Hudec y Jackson, 2007). La 
cresta del diapiro pasivo permanece en la superficie mientras que los 
sedimentos se hunden alrededor del diapiro. 
 
Fig. 2.19 Fases del diapirismo en un régimen extensional (Tomado de Vendeville & 
Jackson, 1992). 
 
Fig. 2.20 Sección sísmica donde se observan tanto diapiros como paredes de sal 
(Modificado de Mann, Rigg, CGGVeritas, 2012) 
40 
 
 Tronco de sal (salt stock o salt plug) 
Son diapiros con forma semicircular que se desarrollan en los 
depocentros de la cuenca, los cuales alcanzan alturas de 5 km y longitudes 
de hasta 260 km. Se componen por tres partes (Trusheim, 1960) (Fig. 2.21): 
 Bulbo (bulb) Parte superior del tronco está controlada por la 
viscosidad y madurez estructural; éstos pueden evolucionar hasta 
formar toldos o canopies (Jackson y Talbot, 1986). 
 Tallo (stem) Parte más delgada 
 Raíz (root) Base del tallo 
Son resultado de una intensa sedimentación sobre las capas de 
sal; se desarrollan rápidamente por mecanismos de halokinesis por carga 
diferencial y flotación (Basurto, 1992) (Fig. 2.22). 
 
Fig. 2.21 Tronco de sal (Jackson y Talbot, 1991). 
 
Fig. 2.22 Tronco de sal en sección sísmica (Tomado de Spatial variations in geometries 
of polygonal faults due to stress perturbations & interplay with fluid venting features). 
41 
 
2.3.2.3. Canopies de sal (salt canopy) 
Estructuras diapíricas complejas formadas por fusión parcial o total 
de los bulbos de los diapiros o de sábanas salinas (Fig. 2.17). Una sutura 
de sal (salt suture o collision zone) representa la unión entre estructuras 
salinas individuales que han unido lateralmente para formar toldos o 
canopies de sal (Lee et. al., 1989; Nelson y Fairchild, 1989); por lo que 
estos cuerpos se juntan a lo largo de suturas de sal y pueden o no estar 
conectados a la sal madre a través de los tallos (Fig. 2.23 y Fig. 2.24). 
Estas estructuras pueden diferenciarse en función de sus 
componentes (Jackson y Talbot, 1987) en (Fig.2.25): 
a) Salt-stock canopy- Son formadas por la unión de troncos de 
sal. 
b) Salt-wall canopy- Son formadas por la unión de paredes de sal. 
c) Salt-tongue canopy- Son formadas por la unión de lengüetas 
de sal. 
 
Fig. 2.23 Toldo o canopie de sal (Jackson y Talbot, 1991) 
42 
 
 
Fig. 2.24 Línea sísmica de la región del Canopie Sable Slope donde el canopie de sal es 
alimentado por diapiros; los cuerpos en rosa son tridimensionales y no están unidos a la 
intersección sísmica (Tomada de Call for Bids NS16-1 CNSOPB) 
 
Fig. 2.25 Se muestran los tres tipos principales de toldos o canopies de sal formados por 
la unión de a) troncos de sal, b) paredes de sal y c) lengüetas o canopies de sal 
(Jackson y Talbot, 1991). 
2.3.2.4. Lengüeta de sal (salt tongue) 
Sábana salina asimétrica de menos de 80 km de longitud y 7 km de 
espesor, alimentada por un conducto individual que se expanden en 
dirección preferencial hacia sectores de menor presión (Fig. 2.26) (Jackson 
y Talbot, 1991). 
43 
 
 
Fig. 2.26 Lengüeta de sal (Jackson y Talbot, 1991). 
Si el flujo de sal es de decenas de kilómetros a nivel somero y en 
una dirección preferencial (Fig. 2.27), se formarán las estructuras 
conocidas como lengüeta (Worrall y Snelson, 1989); y si el flujo es 
bidireccional, entonces se formaran flujos, llamados “canopies” (Jackson y 
Talbot, 1989). 
 
Fig. 2.27 Estructuras salinas alcotanas (Jackson y Talbot, 1991) 
 
 
44 
 
 MARCO GEOLÓGICO 
3.1. GEOLOGÍA REGIONAL DEL GOLFO DE MÉXICO 
La Cuenca Petrolera del Golfo de México Profundo (GMP) 
corresponde a la porción central del Golfo, limitada por la isobata de 500 m 
hasta 1,500 m y el límite de la Zona Económica Exclusiva de México en el 
Golfo. La Provincia se subdivide en seis Cuencas con características 
geológicas distintivas (Salina del Bravo, Cinturón Plegado Perdido, 
Cordilleras Mexicanas, Cinturón Plegado de Catemaco, Cuenca Salina del 
Istmo y Abisal del Golfo de México). Los recientes descubrimientos en el 
Cinturón Plegado Perdido confirman el potencial petrolero en el Terciario, 
pues se han perforado varios pozos exploratorios que confirman el 
funcionamiento de sistemas petroleros activos, logrando correlacionarlos 
con campos de Estados Unidos. Por otro lado, se han reportado 
acumulaciones de hidrocarburos en arenas del Mioceno cortadas durante 
operaciones de perforación, lo cual comprueba la existencia de otro sistema 
petrolero activo en la zona de minicuencas; así como emanaciones de 
aceite y gas en el fondo marino, principalmente en el área del Cinturón 
Plegado Perdido, Cinturón Subsalino y zona de minicuencas, relacionadas 
al diapirismo salino, demostrando el funcionamiento de un sistema 
petrolero activo (Fig. 3.1) (CNH, 2015). 
 
Fig. 3.1 Pozos exploratorios en los Sectores Oeste y Este del Golfo de México. 
Emanaciones de hidrocarburos en el fondo marino en estos sectores del Golfo de México 
(Tomado de CNH 2015). 
45 
 
3.2. PROVINCIAS GEOLÓGICAS DEL NORTE DE MÉXICO. 
3.2.1. Provincia Salina del Bravo 
Se localiza en el sector noroccidental del Golfo de México, frente al 
delta del Río Bravo, en tirantes de agua que varían de 500 a 2,500 m. y se 
caracteriza por la presencia de mantos tabulares de sal, toldos y diapiros, 
evacuados desde el Oeste. Incluye las subprovincias del Cinturón 
Subsalino y Minicuencas (CNH, 2015). 
3.2.1.1. Cinturón Subsalino 
Presenta un régimen compresivo, con pliegues amplios debidos a 
la propagación de las fallas inversas, con una orientación preferencial NE-
SW, sus profundidades varían entre los 500 y 2500 m. Se caracteriza por 
mantos tabulares de sal somera, formandonapas y diapiros, producto de 
la evacuación de la sal madre del Jurásico, intercalados o sobrepuestos 
con secuencias sedimentarias plegadas del Jurásico, Cretácico y Terciario. 
Las trampas son anticlinales fallados en flancos, nucleados por domos de 
sal y sepultados por canopies y lengüetas de sal alóctona (CNH, 2015). 
3.2.1.2. La zona de Minicuencas 
Está localizada al occidente de la Provincia Salina del Bravo y está 
representada por toda una franja, paralela al talud continental, con la 
presencia de diapiros de sal o arcilla asociados a un régimen extensivo 
gravitacional con niveles de despegue someros sobre las arcillas del 
Eoceno Superior, creando estructuras de relleno sinsedimentario del 
Neógeno y acuñamientos de sedimentos contra diapiros de sal o arcilla. 
Las trampas son estructuras extensivas gravitacionales con niveles de 
despegue sobre las arcillas del Oligoceno Inferior con orientación regional, 
formando dichas estructuras (minicuencas) (Fig. 3.2) (CNH, 2015). 
46 
 
 
Fig. 3.2 Tipo de estructuras salinas (Tomado de CNH, 2015) 
3.2.2. Cinturón Plegado Perdido (CPP) 
Es una serie de estructuras simétricas ubicadas en el norte del 
Golfo de México, en aguas profundas tanto de México como de Estados 
Unidos, constituido por un conjunto de pliegues originados por la 
propagación de fallas inversas que van de NE-SW, despegando en la cima 
de la sal autóctona Jurásica. El CPP es producto de la compresión del 
occidente y de la deformación provocada por la sal, durante el Oligoceno-
Mioceno. En la parte estadounidense del CPP se tienen pozos: Baha, 
Trident, Great White, Tobago, Silvertip y Tiger; por su parte, en la porción 
Mexicana se tienen pozos: Trion-1, Supremus-1, Maximino-1 y Vasto-1; 
todos estos con acumulaciones de hidrocarburos en plays del Paleógeno 
(Fig. 3.3). 
 
Fig. 3.3 Cuencas petroleras con sal (Modificado de CNH, 2015). 
47 
 
Los pliegues levantan el límite de la secuencia regional del 
Cretácico Medio. En el Paleógeno, hacia el antiguo continente, existió un 
gran aporte de sedimentos provenientes de la erosión de tierras emergidas 
durante la Orogenia Laramídica y episodios volcánicos y epirogénicos 
posteriores, tales como Trans-Pecos Texas y la Sierra Madre Occidental. 
La carga sedimentaria provocó la extensión en los Depocentros de la 
cuenca reacomodando grandes volúmenes clásticos. Se tuvo una 
extensión que alcanzó grandes niveles de despegue en el paquete de sal 
jurásica, lo que provocó un desalojo masivo, formación de intrusiones de 
sal y toldos o canopies en la zona distal (Fig. 3.4). 
 
Fig. 3.4 Evolución de los toldos de sal y formación del CPP. La transferencia de 
esfuerzos y la deformación consecuente del CPP ocurrió cuando la sal alóctona se 
desprendió totalmente de la sal autóctona, (Trudgill et. al. 1999). 
Sus trampas son pliegues por propagación de fallas nucleados por 
sal con fallas en sus flancos y en la cima de las estructuras (Fig. 3.5). 
48 
 
 
Fig. 3.5 Tipos de trampas involucradas con cuerpos salinos (Tomado de CNH 2015). 
3.3. PLAYS SUBSALINOS EN EL GOLFO DE MÉXICO 
3.3.1. Plays Subsalinos en el Norte del Golfo de México 
 Trión-1 
El pozo Trión-1 se encuentra en un tirante de agua de poco más de 
2 mil 400 m, en la subprovincia del Cinturón Plegado Perdido frente al litoral 
de Tamaulipas (Fig. 3.6). El objetivo principal del pozo descubridor Trion-1 
fue de evaluación del potencial económico de hidrocarburos en la 
secuencia de rocas siliciclásticas del Eoceno Inferior Wilcox. La geometría 
del anticlinal es asimétrica, se encuentra limitado por fallas inversas que 
despegan en el Eoceno Temprano fue determinada por una interpretación 
sísmica en profundidad (PEMEX, 2014). 
49 
 
 
Fig. 3.6 Localización del campo Trión y sección sísmica del pozo Trión (Tomado de 
Peña, 2015). 
 Exploratus-1 
Se encuentra, al Norte del Golfo de México, en la Provincia 
Geológica Cinturón Plegado Perdido en un tirante de agua de 2,500 metros 
(Fig. 3.7). Su estructura es un pliegue anticlinal que cierra en cuatro 
direcciones con orientación NE-SW, limitado por fallas inversas; éste forma 
parte de un sistema turbidítico de depósito de pie de talud y abanicos 
submarinos (Peña, 2015). 
 
Fig. 3.7 Localización y sección sísmica del pozo Exploratus-1 (Tomado de Peña, 2015). 
3.3.2. Plays Subsalinos en la Cuenca Salina del S-SE de México 
Está localizada en la Planicie Costera del Golfo de México y la 
Plataforma Continental del sureste de México, incluye una porción terrestre 
50 
 
y una marina, siendo ambas las zonas más productoras de aceite a nivel 
nacional (Fig. 3.8). 
Estas cuencas evolucionan dentro de un margen pasivo, desde la 
apertura del Golfo de México en el Jurásico Medio, la instalación y 
extensión de plataformas de sedimentación carbonatada durante el 
Cretácico, hasta las condiciones de cuenca subsidente de tipo antefosa que 
termina con el cierre y colmatación sedimentaria al final del Neógeno (CNH, 
2015). 
 
Fig. 3.8 Mapa geológico de las Cuencas del Sureste (Tomado de CNH,2015) 
3.3.2.1. Cuenca Salina del Istmo (parte continental) 
Está localizada desde el frente de la Sierra de Chiapas, al Sur hasta 
los 500 m, al Oriente con la Plataforma de Yucatán, al occidente con el 
Complejo Volcánico de los Tuxtlas, al Oeste con la Cuenca de Veracruz y 
al Este con el Pilar Reforma-Akal. Esta provincia incluye una porción de la 
sub-cuenca de Comalcalco, su origen está asociado a la carga de 
sedimentos y evacuación de sal. Se caracteriza por diapiros, paredes, 
lengüetas y toldos de sal que formaron cuencas por evacuación de sal 
(Comalcalco) y minicuencas entre cuerpos salinos. Las rocas mesozoicas 
y paleógenas, están plegadas y falladas con dirección NE-SW con rotación 
en los pedestales de los diapiros salinos. En el Terciario se presentan 
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estructuras dómicas asociadas a masas salinas, fallas lístricas con rotación 
que afectan hasta el Mesozoico y fallas lístricas con inclinación al sureste 
(Fig. 3.9). 
Los cuerpos de sal en la Cuenca Salina del Istmo, se extienden 
hacia el Golfo, creando capas y lengüetas (toldos o canopies), con 
corrimientos (CNH, 2015). La parte superior de los cuerpos salinos llega a 
ser progresivamente más rugosa, como resultado de una carga continua 
de sedimentos. Los diapiros secundarios que se forman son el resultado 
del desplazamiento de los sedimentos alóctonos, lo cual provoca cambios 
en los espesores de la sal y va dejando remanentes en forma de capa que 
llegan a ser desmembrados, formando depresiones en áreas que actúan 
como depocentros (León, 2001). Existen episodios de formación de capas 
que se acuñan dentro de la minicuenca, los cuales se interpretan como 
niveles de emplazamientos de sal en toda la columna sedimentaria (CNH, 
2015). 
 
Fig. 3.9 Ubicación de la Provincia Petrolera del Sureste y sección estructural tipo de la 
Cuenca Salina del Istmo (Terrestre), (Tomado de Provincia Petrolera Sureste, PEMEX, 
2013). 
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3.3.2.2. Cuenca Salina del Istmo (parte marina) 
Es la extensión hacia aguas profundas del Golfo de México, que va 
desde la isóbata de 500 m hasta la planicie abisal (Fig. 3.10). Presenta 
diferentes estilos de tectónica salina; en la dirección S-SE a N-NW, 
evoluciona de diapiros comprimidos (algunos colapsados y conectados con 
la sal madre) a geometrías de toldos de sal alóctona, emplazados cerca 
del fondo marino y estructuras con intrusión de sal. Estas estructuras son 
producto del reacomodo de la extensión gravitacional del Plio-Pleistoceno 
de la cuenca. Las fases de evolución tectónica salina, generaron desde el 
Mioceno un número considerable de oportunidades exploratorias, 
asociadas a trampas combinadas y estructurales del Terciario y Mesozoico. 
 
Fig. 3.10 Ubicación y sección estructural tipo de la Cuenca Salina del Istmo (Marina), 
(Tomado de Provincia Petrolera Golfo de México Profundo,