Resumen
Utilizando una metodología de evaluación basada en la geología, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) estimó recursos convencionales promedio no descubiertos y técnicamente recuperables en 4.098 millones de barriles de petróleo y 13.268 billones de pies cúbicos de gas en el área del Norte de Cuba.
Introducción
El Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) evaluó el potencial de recursos convencionales de petróleo y gas no descubiertos y técnicamente recuperables en el área del Norte de Cuba (fig. 1). La evaluación se basa en el análisis de un sistema petrolero total (STP) compuesto que se desarrolló en esta área mediante una evolución tectónica multifásica (Saura y otros, 2008; Stanek y otros, 2009; Escalona y Yang, 2013; Ramos y Mann, 2023). El rifting del Triásico al Jurásico Temprano entre la placa norteamericana, el bloque de Yucatán y la placa sudamericana inició la fragmentación de Pangea y dio lugar a cuencas de rift llenas de sedimentos fluvioaluviales-aluviales y lacustres sinrift, posiblemente incluyendo rocas madre lacustres. El acceso intermitente al océano a medida que el rifting continuaba durante el Jurásico Medio (Bajociense) condujo a la deposición de hasta 2000 metros de sal sobre la corteza continental extendida (Pindell y otros, 2021). A medida que el rifting disminuía, se depositaron rocas madre del Oxfordiano y el Titoniano, ricas en materia orgánica, sobre la sal del Bajociense. La expansión del lecho marino comenzó en el Oxfordiano a medida que el bloque de Yucatán giraba en sentido antihorario, abriendo el Golfo de América. Esta expansión formó la corteza oceánica protocaribeña entre América del Norte y América del Sur. Desde el Berriasiano hasta el Albiano, la subsidencia térmica y las condiciones marinas abiertas propiciaron la deposición de rocas madre de marga con alto contenido orgánico en la cuenca y extensas plataformas carbonatadas apiladas a lo largo de los márgenes pasivos. La transgresión en el Cretácico Superior condujo al ahogamiento de las plataformas y a la deposición de rocas madre de lutita del Cretácico Superior (Cenomaniano-Turoniense) con alto contenido orgánico. El principal evento tectónico en el área del Norte de Cuba fue la colisión progresiva, durante el Cretácico Superior-Eoceno, del arco de las Antillas Mayores con el margen pasivo de Norteamérica, a medida que la corteza oceánica protocaribeña subducía hacia el suroeste bajo la placa del Caribe. La contracción dirigida al noreste formó el cinturón de pliegues y cabalgamientos del Norte de Cuba y la cuenca de antepaís adyacente. Las láminas de empuje apiladas consisten principalmente en sucesiones estratigráficas de sinrift, postrift y margen pasivo del protocaribeño, que incluyen las principales rocas generadoras y reservorios (Pszczółkowski y Myczyński, 2010). La cuenca de antepaís se llenó con hasta 5 kilómetros de sedimento clástico sinorogénico y postorogénico.
Figura 1. Mapas que muestran la ubicación de tres unidades de evaluación convencionales (UA) en el área del norte de Cuba.
Sistema Petrolero Total y Unidades de Evaluación
El USGS definió un Sistema Petrolero Total (TPS) Compuesto Mesozoico-Cenozoico para abarcar petróleo y gas provenientes de diversas lutitas y margas ricas en materia orgánica. Las rocas generadoras de petróleo en este TPS compuesto son margas del Jurásico Superior (Oxfordiano y Titoniano), margas del Cretácico Inferior, lutitas del Cenomaniano-Turoniense y, posiblemente, lutitas del Paleógeno (Jacques y Clegg, 2002; Moretti y otros, 2003; Magnier y otros, 2004; Zhang y otros, 2023). Las lutitas lacustres sinrift del Triásico Tardío al Jurásico Temprano son rocas generadoras especulativas. Se interpreta que las margas Oxfordianas y Tithonianas, ricas en materia orgánica, son las más importantes en términos de volúmenes de petróleo y gas generados, migrados y potencialmente atrapados (Jacques y Clegg, 2002; Moretti y otros, 2003; Zhang y otros, 2023). La carga de empuje y el enterramiento del antepaís condujeron a la maduración térmica de rocas madre especulativas del Jurásico y Cretácico, mientras que las rocas madre del Paleógeno en la cuenca del antepaís podrían no estar térmicamente maduras para la generación de petróleo.
Se definieron tres unidades de evaluación (UA) convencionales dentro del TPS compuesto con base en los principales elementos estructurales del área del Norte de Cuba: la UA del Cinturón Plegado y Corrido del Norte de Cuba, la UA de la Cuenca del Antepaís del Norte de Cuba y la UA del Carbonato del Margen de la Plataforma del Norte de Cuba (fig. 1). La UA del Cinturón Plegado y Corrido del Norte de Cuba abarca las áreas terrestres y marinas del cinturón plegado y corrido del Cretácico Superior al Eoceno. Se han descubierto más de 30 yacimientos petrolíferos, principalmente en la zona terrestre de la UA, lo que indica que un sistema petrolero está o estuvo activo en el área Norte de Cuba. Los principales yacimientos son carbonatos de grano fino fracturados dentro de trampas estructurales, pero la deformación progresiva puede haber roto algunos sellos. La UA de la Cuenca de Antepaís Norte de Cuba delimita la cuenca de antepaís adyacente a la faja plegada y corrida, y presenta potencial para petróleo y gas en yacimientos de arenisca dentro de trampas estructurales y estratigráficas de sinrift-postrift. La UA de Carbonatos del Margen de la Plataforma Norte de Cuba se define por petróleo y gas que pueden haber migrado hacia arriba en un espectro de yacimientos de margen de plataforma, como karst, dolomías, arrecifes, montículos y brechas de flujo de detritos, principalmente en trampas estratigráficas, y por yacimientos similares en trampas estructurales relacionadas con rifts a lo largo de las Plataformas de Yucatán, Florida y Bahamas.
El modelo geológico para esta evaluación es para el petróleo y el gas generados a partir de varias rocas generadoras por la carga de empuje del Cretácico Tardío-Eoceno y el enterramiento del antepaís que han migrado hacia los yacimientos de carbonato a lo largo de los márgenes de las plataformas carbonatadas de Yucatán, Florida y Bahamas; posibles yacimientos clásticos de sinrift y yacimientos de arenisca orogénica y postorogénica en la cuenca del antepaís; y yacimientos de carbonato fracturado dentro del cinturón plegado y corrido (fig. 2). Los campos petrolíferos descubiertos en este TPS compuesto se encuentran dentro de la UA del Cinturón Plegado y Corrido del Norte de Cuba, pero se ha producido poca exploración en la UA de la Cuenca del Antepaís del Norte de Cuba, y ninguna en la UA de Carbonato del Margen de la Plataforma del Norte de Cuba (Ananev y otros, 2014). Los datos de entrada de la evaluación para tres UA convencionales se resumen en la tabla 1 y en Schenk (2025).
Figura 2. Sección transversal esquemática que muestra acumulaciones especulativas de petróleo y gas en la faja plegada y corrida del norte de Cuba, la cuenca de antepaís y los yacimientos de la plataforma carbonatada. Figura modificada de Magnier y otros (2004).
Tabla 1. Datos de entrada clave para tres unidades de evaluación de petróleo y gas convencionales en el área norte de Cuba.
[El sombreado gris indica que no aplica. UA: unidad de evaluación; MMBO: millones de barriles de petróleo; BCFG: miles de millones de pies cúbicos de gas]
Resumen de Recursos No Descubiertos
El USGS evaluó cuantitativamente los recursos convencionales de petróleo y gas no descubiertos en tres UA del área norte de Cuba (tabla 2). La estimación de los recursos no descubiertos promedio es de 4098 millones de barriles de petróleo (MMBO), o 4100 millones de barriles de petróleo, con un rango F95-F5 de 900 a 10 701 MMBO; 13 268 billones de pies cúbicos de gas (BCFG), o 13,3 billones de pies cúbicos de gas, con un rango F95-F5 de 2308 a 39 404 BCFG; y 273 millones de barriles de líquidos de gas natural (MMBNGL), con un rango F95-F5 de 43 a 854 MMBNGL.
Tabla 2. Resultados de tres unidades de evaluación convencionales en el área norte de Cuba.
[El sombreado gris indica que no aplica. Los resultados mostrados son estimaciones con todos los riesgos. F95 representa una probabilidad del 95 % de al menos la cantidad tabulada; otros fractiles se definen de forma similar. MMBO, millones de barriles de petróleo; BCFG, miles de millones de pies cúbicos de gas; NGL, líquidos de gas natural; MMBNGL, millones de barriles de líquidos de gas natural.
Para más información
Los resultados de la evaluación también están disponibles en el sitio web del Programa de Recursos Energéticos del USGS: https://www.usgs.gov/programs/energy-resources-programhttps://www.usgs.gov/programs/energy-resources-program.
Equipo de Evaluación del Área Norte de Cuba
Christopher J. Schenk, Tracey J. Mercier, Phuong A. Le, Andrea D. Cicero, Ronald M. Drake II, Sarah E. Gelman, Jane S. Hearon, Benjamin G. Johnson, Jenny H. Lagesse, Heidi M. Leathers-Miller y Kira K. Timm
Bibliografía citada
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Cita sugerida
Schenk, C.J., Mercier, T.J., Le, P.A., Cicero, A.D., Drake, R.M., II, Gelman, S.E., Hearon, J.S., Johnson, B.G., Lagesse, J.H., Leathers-Miller, H.M., y Timm, K.K., 2025, Evaluación de los recursos convencionales de petróleo y gas no descubiertos en el área del norte de Cuba, 2024: Hoja informativa del Servicio Geológico de Estados Unidos 2025–3029, 4 págs., https://doi.org/10.3133/fs20253029.
ISSN: 2327-6932 (en línea)
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Fuente:
https://pubs.usgs.gov/publication/fs20253029/full#:~:text=Carbonate%20AU%20(fig.-,1)
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