U.S. Department of the Interior

U.S. Geological Survey

Fact Sheet 2004–3007

February 2004

Hoja Informativa del Proyecto Evaluativo de la Energía Mundial

Evaluación de los Recursos Potenciales de Petróleo y Gas

en la Provincia de la Cuenca de Burgos, México Nororiental, 

2003

Printed on recycled paper

Introducción

El USGS evaluó recientemente los 

recursos potenciales de petróleo y gas 

en la Provincia de la Cuenca de Burgos 

en el noreste de México (fig. 1) con el 

propósito de entender la posible contribución de los recursos mexicanos a 

la fuente de gas norteamericana. Para 

propósitos de esta evaluación el USGS 

ha delimitado el area de la Provincia de 

la Cuenca de Burgos entre los siguientes puntos: al norte la frontera entre 

los Estados Unidos y Mexico, al oeste 

por los levantamientos de Tamaulipas, 

Peyote-Picachos y el Burro-Salado, al 

sur por la cuenca de Tampico-Misantla y 

al este por las sierras mexicanas y partes 

del cinturón plegado de Perido en las 

profundidades del Golfo de Mexico. La 

evaluación de la provincia de la Cuenca 

de Burgos está basada en los elementos geológicos del Sistema de Petróleo 

Total (SPT) que han sido defi nidos en la 

provincia los cuales incluyen rocas generadoras de hidrocarburos (maduración 

de las rocas generadoras, así como generación y migración de hidrocarburos), 

las rocas en yacimientos (estratigrafía 

secuencial y propiedades petrofísicas), 

y trampas de hidrocarburos (formación 

y tiempo de transformación de trampas). 

Utilizando esta estructura geológica, el 

USGS definió un SPT compuesto (de 

más de un tipo de roca generadora) y 

cinco Unidades Evaluadas (UEs) dentro 

del SPT, y estimó cuantitativamente los 

recursos potenciales de petróleo y gas 

dentro de las cinco UEs (tabla 1). 

Resumen de Recursos

El USGS evaluó los recursos potenciales de petróleo y gas convencionales 

en la Provincia de la Cuenca de Burgos, 

excluyendo el crecimiento de la reserva. 

El USGS estimó un promedio de 

12.9 trillones de pies cúbicos de gas 

no asociado (tpcg), un promedio de 

6.2 billones de barriles de petróleo (con 

7.4 tpc de gas asociado), y un promedio 

total de 0.52 billones de barriles de 

líquidos de gas natural en las cinco UEs 

(tabla 1). 

Utilizando métodos geológicos de 

evaluación, el Servicio Geológico de 

los EE.UU. (USGS, por sus siglas en 

inglés) ha estimado que, en promedio, 

el potencial de gas no asociado que 

queda por descubrirse en la Cuenca 

de Burgos, localizada al noreste de 

Mexico, es de 12.9 trillones de pies 

cúbicos. Igualmente, en promedio, el 

USGS ha estimado que quedan por 

descubrirse 6.2 billones de barriles de 

petróleo (incluyendo 7.4 trillones de 

pies cúbicos de gas asociado) y 0.52 

billones de barriles de líquidos de gas 

natural.

Figura 1. Provincia de la Cuenca de Burgos en el noreste de México.

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Zacatecas

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1

 En esta publicación se utiliza la convención de 

trillón en los EE.UU. de América. Es decir, 1012 ó 

1,000,000,000,000.

2

 En esta publicación se utiliza la convención de 

billón en los EE.UU. de América. Es decir, 109 ó 

1,000,000,000.
Se ha determinado que el recurso 

potencial de gas no asociado (gas en 

campos potenciales de gas) se encuentra 

casi todo en la costa, en cuatro unidades 

evaluadas; la UE en los embalses del 

Jurásico Superior-Cretácico, la UE en 

las areniscas Wilcox Lobo, la UE en las 

areniscas Wilcox-Eoceno, y la UE en 

las areniscas Frio-Vicksburg. Se estima 

que alrededor de la mitad (6.6 tpcg) del 

promedio total de gas potencial no asociado (12.9 tpcg) se encuentra en la UE 

en las areniscas Frio-Vicksburg (tabla 1). 

Se estima que la UE en las areniscas 

Wilcox-Eoceno contiene un promedio 

de 3.9 tpcg, y que la UE en las areniscas Wilcox Lobo contiene alrededor 

de 1.6 tpcg (tabla 1). El resto del gas 

no asociado se encuentra en la UE en 

los embalses del Jurásico-Cretácico 

Superior y en la UE en las areniscas del 

Eoceno-Mioceno. 

El promedio de los volúmenes totales 

de recursos potenciales de petróleo y 

gas asociado (gas en campos potenciales 

de petróleo) se encontró mayormente 

costa afuera de la UE de las areniscas del 

Eoceno-Mioceno (tabla 1). El modelo 

geológico de esta UE se basó parcialmente en descubrimientos recientes a lo 

largo del cinturón plegado Perdido, en las 

profundas aguas de la región estadounidense de la frontera. Este estudio del 

recurso de petróleo y gas asociado en la 

UE de las areniscas del Eoceno-Mioceno 

es altamente incierto debido a la falta de 

datos en esta región de la Provincia de la 

Cuenca de Burgos.

Se alega que estos descubrimientos 

se encuentran en los embalses de las 

areniscas del Eoceno y que posiblemente 

contengan petróleo y gas pertenecientes 

al Jurásico Superior o Cretácico. Las 

trampas están asociadas a las estructuras comprimibles del cinturón plegado Perdido. Se está vislumbrando un 

modelo geológico similar para el estudio 

evaluativo de los recursos potenciales 

de petróleo y gas en los levantamientos 

mexicanos de la Provincia de la Cuenca 

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de Burgos, inmediatamente al sur del 

cinturón plegado Perdido.

Información Adicional 

Actualmente se están preparando 

otros estudios geológicos relacionados 

al Sistema de Petróleo Tal Compuesto y 

a las Unidades de Evaluación al igual que 

la metodología utilizada en la evaluación 

de la provincia de la Cuenca de Burgos. 

Los resultados del estudio están disponibles en la página virtual del Equipo 

Central de Energía del USGS:

http://energy.cr.usgs.gov/oilgas/.

Equipo de Evaluación de la Provincia de la Cuenca de Burgos

Christopher J. Schenk (líder de tarea, 

schenk@usgs.gov); Thomas S. Ahlbrandt, Ronald R. Charpentier, Donald L. 

Gautier, Mitchell E. Henry, Timothy R. 

Klett, Richard M. Pollastro, Gregory F. 

Ulmishek, y Jean N. Weaver.