The petroleum systems of the Southeast basin (Tabasco, Mexico) are characterized by having source rocks mainly from the Upper Jurassic, Cretaceous storage rocks, and Upper Cretaceous to Cenozoic seal rocks. In general, most of these reservoirs reflect a complex diagenetic history that depends on the prevailing porosity and permeability. A new approach using tools such as scanning electron microscopy (SEM) and X-ray 3D microtomography contribute to the understanding of how hydrocarbons accumulate and flow even at low permeabilities. The rock specimens observed by means of SEM are strongly altered by diagenetic processes of corrosion-dissolution-precipitation, which generated fractures, dissolution, stylolites, vug lining, decarbonatization, and dedolomitization. The paragenetic succession of such diagenetic processes can be schematized thus: dolomite1 → calcite1 → quartz1 → pyrite → dolomite2 → calcite2 → quartz2 → calcite3 → quartz3 → chlorite → zeolites → clay minerals → celestine → calcite4 with hydrocarbons. It is worth noting the widespread presence of quartz and the partial replacement of some fossils by framboidal pyrite. The latter, along with clays and zeolites usually occupy spaces left after the corrosion of dolomite crystals, and also occur within vugs and fractures, as an intermediate to late stage in the paragenetic sequence. The latter is characterized by the following stages: (1) cementation of carbonates, (2) thermobaric alteration, associated with the incursion of fluids that were characterized by means of microthermometry of fluid inclusions: a. in dolomite, with salinities that range between 12 and 19 wt. % NaCl equiv., and temperatures of homogenization (Th) between 99 and 141 °C, b. in diagenetic quartz in vugs and fractures, with salinities that range between 12 and 15 wt. % NaCl equiv., and Th between 112 and 131 °C, c. in the earliest calcite, with salinities that range between 12 and 14 wt. % NaCl equiv., and Th between 110 and 149 °C, (3) a late stage of corrosion. New information obtained by means of X-ray microtomography reveals that most of the vugs are not interconnected, and that the samples have abundant fossils randomly distributed in the micritic matrix and oriented according to the stratification. Microfracturesand nano-pores in the matrix are partially responsible for the development of the vugs where cavities are formed after corrosive solutions that initially generated micro-breccias, followed by a partial lining by quartz and calcite.
Los sistemas petroleros de la cuenca del Sureste (Tabasco, México) se caracterizan por presentar rocas generadoras principalmente del Jurásico Superior, rocas almacén del Cretácico y rocas sello del Cretácico Superior-Cenozoico. Generalmente, la mayoría de estos reservorios refleja una compleja historia diagenética que depende de la porosidad y permeabilidad imperantes. El propósito de este trabajo es ilustrar de qué manera herramientas analíticas como el microscopio electrónico de barrido (MEB) y la microtomografía 3D de rayos-X permiten entender por qué aún a bajas permeabilidades los hidrocarburos se acumulan y fluyen. Las muestras de roca observadas al MEB se encuentran fuertemente alteradas por procesos diagenéticos de corrosión-disolución precipitación, con desarrollo de fracturas, disolución, estilolitas, cierre de microporosidad (vugs), decarbonatación, y dedolomitización. La sucesión paragenética de dichos procesos diagenéticos puede esquematizarse de la siguiente forma: dolomita1 → calcita1 → cuarzo1 → pirita → dolomita2 → calcita2 → cuarzo2 → calcita3 → cuarzo3 → clorita → ceolitas → arcillas → celestina → calcita4 con hidrocarburos. Destaca la presencia generalizada de cuarzo y el reemplazamiento parcial de algunos fósiles por pirita framboidal. Esta última, las arcillas y las zeolitas generalmente ocupan espacios dejados por los cristales de dolomita corroída, e igualmente se encuentran dentro de la porosidad (vugs) y en fracturas, como una etapa intermedia a tardía en la secuencia paragenética y esta caracterizada por las siguientes etapas: (1) cementación de los carbonatos, (2) alteraciones termobáricas, asociadas con la introducción de fluidos caracterizados mediante microtermometría de inclusiones fluidas: a. en dolomita, con salinidades entre 12 % a 19 % en peso equivalente NaCl y temperaturas de homogeneización (Th) entre 99 y 141 °C, b. en cuarzo diagenético como relleno de porosidad y fracturas se obtuvieron salinidades entre 12 % a 15 % en peso equivalente NaCl y Th entre 112 y 131 °C, c. en calcita de la primera generación se obtuvieron salinidades entre 12 % a 14 % en peso equivalente NaCl y Th entre 110 y 149 °C, (3) una etapa ulterior de corrosión.Información novedosa obtenida por microtomografía de rayos-X revela que la mayoría de vugs no está interconectada, y que las muestras presentan abundantes fósiles distribuidos al azar en la matriz micrítica y orientados de acuerdo a la estratificación. Microfracturas y nano-poros de la matriz son en parte los responsables del desarrollo de vugs donde las cavidades se forman a partir de soluciones corrosivas que inicialmente generaron micro-brechas seguidas de un relleno parcial por cuarzo y calcita.