Las reservas de hidrocarburos de Mxico

Descubrimientos

4En todos los casos, se presenta el comportamiento de los descubrimientos a nivel cuenca, y se ubican de acuerdo a la regin en donde se hayan efectuado. Los ms destacados se presentan con mayor detalle, incluyendo una breve discusin de sus principales caractersticas geolgicas, geofsicas y petrofsicas, indicando en todos los casos el tipo de fluido dominante en el descubrimiento. Este ltimo aspecto es importante ya que puede haber descubrimientos donde varios yacimientos identificados contengan diferentes fluidos. Por ejemplo, el pozo Nejo-1 en la Cuenca de Burgos, ha identificado 9 yacimientos. De este total, 2 son de aceite y el resto, corresponden a yacimientos de gas no asociado.

En esta edicin de Las reservas de hidrocarburos, Evaluacin al 1 de enero de 2004, este nuevo captulo es adicionado con el propsito de ampliar la informacin acerca de los descubrimientos ms relevantes ocurridos en 2003. Con un volumen de reservas 3P descubiertas de 708.8 millones de barriles de petrleo crudo equivalente, y una produccin de 1,587.0 millones de barriles de petrleo crudo equivalente en 2003, este captulo ofrece informacin estadstica acerca de estos elementos durante los ltimos tres aos, lo que permite evaluar y analizar la trayectoria de la tasa de reposicin de reservas 1P 2P y 3P para este periodo. , Se discute, brevemente, la definicin de la tasa de reposicin de reservas y sus implicaciones en Pemex Exploracin y Produccin. Se destaca que esta definicin puede ser ampliada a fin de reconocer no solamente descubrimientos, sino tambin pudiera incluir reclasificaciones de reservas y otras estrategias de explotacin encaminadas a aumentar el tamao de la reserva. De esta manera, se ofrece un panorama ms completo de este indicador y se abren otras posibilidades para observar el desempeo de las reservas. Adems, tambin se anota la composicin de las reservas descubiertas en 2003 de acuerdo al tipo de hidrocarburo. Se distingue con precisin aquellos yacimientos de gas no asociado y aquellos de crudo, a fin de tomar en cuenta que an cuando se suman unos y otros en barriles de petrleo crudo equivalente, siendo el gas otro fluido, esta agregacin dificulta apreciar la importancia estratgica del gas natural por el volumen aportado.

4.1 Resultados agregados Durante 2003, Pemex Exploracin y Produccin continu explorando el territorio nacional, resultando en el descubrimiento de ms de 700 millones de barriles de petrleo crudo equivalente de reservas 3P y diri, giendo sus actividades exploratorias hacia la incorporacin de yacimientos de aceite ligero y gas no asociado. Para ello, una intensa campaa exploratoria est siendo ejecutada tanto en reas terrestres como en reas marinas de nuestro pas, perforando oportunidades exploratorias en rocas de edad mesozoica, terciaria y reciente. El cuadro 4.1 resume, a nivel de pozo exploratorio, las reservas incorporadas en las categoras de reserva probada (1P), reserva probada ms probable (2P), y reserva probada ms probable ms posible (3P), sealando el tipo de hidrocarburo asociado a cada descubrimiento. 33

Descubrimientos Cuadro 4.1 Composicin de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2003.1P Cuenca Campo To t a l Burgos Anona Cuatro Milpas Dragn Ecatl Filadelfia Granaditas Integral Ita Nejo Patriota Pesero Valioso Viernes Sabinas Pirineo Sureste Amoca Centli Chuhuk Etkal Guaricho Gubicha Homol Isiw Ku Malva Nak Namaca Rasha Sen Shishito Teekit Uchak Viche Xaxamani Xicope Yetic Pozo Aceite mmb 76.1 0.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 64.7 26.8 0.0 4.1 0.0 2.9 0.7 4.4 0.0 0.0 4.5 2.3 0.0 0.0 0.0 16.7 2.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 10.6 10.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Gas natural mmmpc 372.7 67.7 2.2 0.7 8.8 1.4 6.0 4.1 0.6 9.3 17.0 2.0 3.2 2.2 10.4 15.0 15.0 110.6 10.2 0.0 6.8 0.0 2.1 1.2 3.0 3.8 0.0 5.3 9.1 0.0 3.3 0.0 21.2 0.5 20.2 5.5 8.3 10.1 0.0 8.5 8.5 170.9 35.3 3.8 22.2 20.5 89.0 Aceite mmb 246.7 1.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 217.1 31.8 0.0 9.3 1.0 7.6 0.7 20.9 0.0 88.0 4.5 2.3 0.0 0.0 0.0 33.9 11.3 0.0 0.0 5.6 0.0 0.0 28.1 28.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2P Gas natural mmmpc 887.4 348.2 10.1 1.9 39.5 4.2 9.8 11.2 1.4 17.5 149.6 45.1 28.9 10.8 18.1 47.4 47.4 258.2 12.1 0.0 15.4 27.0 5.4 1.2 14.1 15.3 47.2 5.3 9.1 0.0 3.3 0.0 38.0 2.5 20.2 9.9 21.9 10.1 0.0 21.1 21.1 212.4 47.1 5.1 41.3 25.4 93.5 Aceite mmb 380.3 8.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 291.3 69.3 0.0 9.3 1.0 7.6 0.7 20.9 0.0 88.0 4.5 7.4 1.5 0.0 20.9 33.9 11.3 0.0 0.0 13.2 0.0 1.7 80.8 80.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3P Gas natural mmmpc 1,529.0 705.4 14.5 5.8 113.1 8.3 18.6 27.0 3.4 35.6 320.7 56.6 64.0 14.2 23.5 150.0 150.0 389.9 26.3 3.1 15.4 27.0 5.4 1.2 14.1 15.3 47.2 5.3 29.2 13.6 3.3 60.5 38.0 2.5 20.2 9.9 28.1 17.6 6.7 59.1 59.1 224.6 47.1 6.7 47.4 25.4 98.1 PCE mmb 708.8 164.8 3.0 1.3 25.7 1.9 3.4 6.1 0.8 7.4 81.0 12.8 14.5 2.6 4.3 28.8 28.8 380.6 75.6 0.6 13.3 7.3 8.8 1.0 24.3 2.9 99.5 5.9 14.9 4.3 0.6 36.0 42.1 11.9 3.9 2.5 18.9 3.4 3.0 91.4 91.4 43.1 9.0 1.3 9.1 4.9 18.9

Anona-1 Genoma-1 Dragn-1 Ecatl-1 Filadelfia-1 Granaditas-1 Integral-1 Ita-1 Nejo-1 Patriota-1 Pesero-1 Valioso-1 Viernes-1

Pirineo-1

Amoca-1 Centli-1 Chuhuk-1 Etkal-1 Guaricho-1 Gubicha-1 Homol-1 Isiw-1 Pakal-1 Malva-201 Nak-1 Namaca-1 Rasha-1 Naranja-1 Shishito-1 Teekit-1 Uchak-1 Viche-1 Xaxamani-1 Xicope-1 Yetic-1

Ta m p i c o - M i s a n t l a Lobina Lobina-1 Ve r a c r u z Aprtura Cehualaca Lizamba Madera Vistoso

Aprtura-1 Cehualaca-1 Uloa-1 Madera-1 Vistoso-1

34

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

En la Regin Norte, la Cuenca de Burgos contina siendo el rea de mayor importancia en cuanto a la incorporacin de reservas de gas no asociado, descubrindose en 2003 un volumen de reservas 3P de 164.8 millones de barriles de petrleo crudo equivalente, 705.4 miles de millones de pies cbicos de gas, que representa 61.9 por ciento de la totalidad de reservas 3P encontradas en la Regin Norte en 2003. Asimismo, es relevante enfatizar dos descubrimientos acontecidos en esta regin: el primero en la Cuenca Burgos con el pozo exploratorio Nejo-1, que revel la existencia de un yacimiento de aceite superligero de 46 grados API a una profundidad de 2,650 metros, en un nuevo play; y el segundo, en la Cuenca de Sabinas con el pozo Pirineo1, que descubre gas no asociado en rocas carbonatadas de la formacin La Virgen del Mesozoico, ampliando el rea conocida con produccin de hidrocarburos hacia el Norte del yacimiento Monclova-Buena Suerte. La incorporacin estimada en este ltimo pozo asciende a 28.8 millones de barriles de petrleo crudo equivalente de reservas 3P o 150.0 miles de millones de pies cbi, cos de gas. Tambin, es importante destacar en la Cuenca de Burgos los xitos obtenidos en los pozos exploratorios Granaditas-1, Ecatl-1, Genoma-1. Patriota-1, Anona-1, Pesero-1, Dragn-1, Viernes-1, Integral-1, Valioso-1, Ita-

1 y Filadelfia-1, los cuales aportaron un volumen agregado de reservas 3P de 384.7 miles de millones de pies cbicos de gas, o 83.8 millones de barriles de petrleo crudo equivalente. Por otro lado, y dentro de la Regin Norte, en la Cuenca de Veracruz, se han incorporado 224.6 miles de millones de pies cbicos de gas en reservas 3P con los pozos Vistoso1, Cehualaca-1, Aprtura-1, Madera-1, y Uloa-1, ubicados en yacimientos de gas no asociado. En la Regin Sur, y dentro de las Cuencas del Sureste, los descubrimientos de aceite y de gas no asociado en los pozos exploratorios Shishito-1, Rasha-1, Malva-1, Guaricho-1, Gubicha-1, Viche-1 y Naranja-1, han permitido la incorporacin de una reserva 3P de 96.8 millones de barriles de petrleo crudo equivalente. De este volumen, tres por ciento se ubica en yacimientos de gas no asociado, en tanto 97 por ciento corresponde a yacimientos de aceite ligero. Tambin, los hallazgos en la Regin Marina Suroeste son de importancia por la perforacin y terminacin de trece pozos exploratorios, destacando Amoca-1, Homol-1, Xaxamani-1 y Nak-1. El conjunto de estos

Cuadro 4.2 Composicin de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2003 por cuenca y regin.1P Cuenca Regin To t a l Burgos Norte Sabinas Norte Ta m p i c o - M i s a n t l a Norte Ve r a c r u z Norte Sureste Marina Noreste Marina Suroeste Sur Aceite mmb 76.1 0.8 0.8 0.0 0.0 10.6 10.6 0.0 0.0 64.7 0.0 39.8 24.9 Gas natural mmmpc 372.7 67.7 67.7 15.0 15.0 8.5 8.5 170.9 170.9 110.6 0.0 71.9 38.7 Aceite mmb 246.7 1.5 1.5 0.0 0.0 28.1 28.1 0.0 0.0 217.1 88.0 82.3 46.8 2P Gas natural mmmpc 887.4 348.2 348.2 47.4 47.4 21.1 21.1 212.4 212.4 258.2 47.2 147.8 63.2 Aceite mmb 380.3 8.2 8.2 0.0 0.0 80.8 80.8 0.0 0.0 291.3 88.0 135.6 67.7 3P Gas natural mmmpc 1,529.0 705.4 705.4 150.0 150.0 59.1 59.1 224.6 224.6 389.9 47.2 219.1 123.7 PCE mmb 708.8 164.8 164.8 28.8 28.8 91.4 91.4 43.1 43.1 380.6 99.5 184.3 96.8

35

Descubrimientos Cuadro 4.3 Composicin de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2003 por tipo de hidrocarburo.Aceite Pesado Reserva Regin 1P To t a l Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur To t a l Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur 3P To t a l Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur mmb 12.8 0.0 2.2 10.6 0.0 133.0 88.0 16.9 28.1 0.0 196.5 88.0 27.7 80.8 0.0 Ligero mmb 56.1 0.0 31.2 0.0 24.9 99.6 0.0 52.8 0.0 46.8 137.0 0.0 90.2 0.0 46.8 Superligero mmb 7.2 0.0 6.4 0.8 0.0 14.0 0.0 12.6 1.5 0.0 46.8 0.0 17.7 8.2 20.9 Asociado mmmpc 56.5 0.0 29.5 12.0 15.0 156.4 47.2 55.4 28.2 25.7 347.4 47.2 112.7 101.4 86.1 G y C* mmmpc 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 27.0 0.0 27.0 0.0 0.0 27.0 0.0 27.0 0.0 0.0 Gas natural No asociado Gas hmedo mmmpc 39.6 0.0 0.0 34.2 5.5 284.7 0.0 0.0 274.8 9.9 566.6 0.0 0.0 556.7 9.9 Gas seco mmmpc 276.6 0.0 42.4 216.0 18.2 419.2 0.0 65.4 326.2 27.6 588.0 0.0 79.3 481.0 27.6

2P

* G y C: yacimientos de gas y condensado

pozos perforados en 2003 incorporan una reserva 3P de 184.3 millones de barriles de petrleo crudo equivalente, con 6 por ciento de esta magnitud ubicada en yacimientos de gas no asociado, y el restante en yacimientos de aceite. En la Regin Marina Noreste, la perforacin y terminacin del pozo exploratorio Pakal-1, ha permitido la incorporacin de 99.5 millones de barriles de petrleo crudo equivalente de reserva 3P al haber comprobado que el contacto agua aceite del campo Ku se encuentra por abajo de la profundidad estimada. Asimismo, en el cuadro 4.2 se detallan los valores de reservas 1P 2P y 3P descubiertas a nivel de cuenca y , su desagregacin por regin. Con estos datos se puede apreciar cmo cada cuenca tiene una composicin y objetivo predominante por descubrir. As por ejemplo, observando lo valores de reserva 3P de gas natural a nivel nacional, se tiene a la Cuenca de Burgos como la de mayor aportacin a los descubrimientos en ste rubro; en cambio, tomando al aceite en su 36

categora 3P a nivel nacional la cuenca de mayor rele, vancia es la del Sureste y dentro de sta, la Regin Marina Suroeste es la ms destacada. Tambin, en el cuadro 4.3 se presentan las reservas descubiertas en cada una de las regiones en su denominacin 1P 2P y 3P y su diferenciacin por el tipo , , de hidrocarburo presente en el yacimiento, ya sea de aceite o de gas. Dentro de la descripcin del los yacimientos de aceite, se hace la diferenciacin entre pesado, ligero y superligero, de acuerdo a los valores de gravedad que se manejan en el sistema petrolero nacional; en tanto que para el gas, su divisin es asociado y no asociado, siendo ste ltimo subdividido en hmedo, seco, y gas y condensado.

4.2 Descubrimientos marinos Como en aos anteriores, la exploracin se ha centrado en las Cuencas del Sureste, destacando las perforaciones en las subcuencas de Salina del Istmo, Lito-

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

ral de Tabasco y Sonda de Campeche. Tambin, destaca la perforacin realizada en la porcin marina de la Cuenca de Tampico-Misantla con el pozo Lobina-1. En la subcuenca de Salina del Istmo, es notable la incorporacin de reservas realizadas por el pozo Amoca-1, mismo que incorpor reservas de aceite y gas en rocas siliciclsticas presentes en el campo terrestre Cinco Presidentes, y por el pozo Xaxamani-1 que extendi hacia el mar el conocimiento de rocas productoras en el campo terrestre de Rabn Grande. Tambin, los pozos Homol-1, Nak-1 y Etkal-1 forman parte de los descubrimientos de aceite y gas en brechas carbonatadas de edad Cretcico Superior y Medio de la subcuenca Sonda de Campeche, mientras que en la subcuenca de Macuspana Marina, los pozos Uchak1, Yetic-1, Namaca-1, Centli-1 y Teekit-1, resultaron productores de aceite ligero y gas en rocas siliciclsticas del Terciario. Adems, la perforacin en la subcuenca Litoral de Tabasco ha sido enfocada a la incorporacin de aceite superligero y gas no asociado en yacimientos de edad Cretcico Superior y Medio. En conjunto, se incorpoN O S E

r una reserva 3P de 46.5 millones de barriles de petrleo crudo equivalente de los pozos Homol-1, Nak-1 y Etkal-1. A continuacin se anotan las caractersticas de los descubrimientos ms significativos, ofreciendo informacin geolgica, geofsica y petrofsica de los pozos exploratorios perforados que han logrado el descubrimiento de estos yacimientos. Amoca-1 El pozo se perfor en Aguas Territoriales del Golfo de Mxico, alcanzando una profundidad de 4,000 metros verticales y resultando productor de aceite ligero. El objetivo fue evaluar el potencial de las rocas siliciclsticas del Terciario que producen en el campo terrestre Cinco Presidentes. La figura 4.1 muestra la localizacin del mismo. Geologa estructural La estructura corresponde a un anticlinal que se encuentra afectada por la intrusin de un cuerpo salino

Neuhtli-1 Tucoo

Marbella-1 Ompa-1 Anade-1 Chapoli-1 Coztic-1

Miac-1 Mat-1 Cantli-1 Luhua-1 Copali-1 Xopan-1SAN ALFONSO-2

Nemiti-1 Gaviota-4

Gaviota-1 Gaviota-3

Amoca-1Ostra-1

Xicope-1 Chichini-1

Gaviota-2 San Alfonso Pailebot

PAILEBOT-10

SAN RAMON-13 SAN RAMON-1A

RODADOR-1 5 PRESIDENTES-501 CHICOZAPOTE-101 5 PRESIDENTES-17

Xaxamani-1 Campa-1R. GRANDE-101 COLORADO-1 RABON GRANDE-1 GURUMAL-2

TORTUGUERO-116

AJI-1

PAILEBOT-6

San RamnPALOTADA-1

TORTUGUERO-1

TortugueroPUNTA GORDA-5

PAILEBOT-1 5 PRESIDENTES-801

MAGALLANES NTE-1

Rabn Grande

Cinco Presidentes

Coatzacoalcos

0

10

20 km

Figura 4.1 El campo Amoca se ubica en Aguas Territoriales del Golfo de Mxico, frente a las costas del Estado de Tabasco.

37

Descubrimientos

SO

Amoca-1

NE

500

1000

Tiempo (ms)

1500

2000

2500

3000

Figura 4.2 Seccin ssmica mostrando el sismograma sinttico del pozo Amoca-1 y los horizontes interpretados.

Xaxamani-1Nor te

Namaca-1 Yetic-1

Amoca-1 Centli-1BLASILLO- 200 RABON GRANDE-5 EL BURRO- 301 RABASA-1 TONALA-203 TORTUGUERO-1 LOC. COPALI-1 CINCO PDTES-801 LOC. XOPAN-1 GAVIOTA -2

LOC. CAMPA-1

CHICHINI-1

LOC. ZOLLI-1 LOC. NEMITI-1 LOC. MIAC-1 GAVIOTA -1 LOC. OMPA-1 MARBELLA-1

SEC

UE

NC

IA 3

SECUENCIA 3.8 Ma

.0 M aLOC. COZTIC-1

LOC. CHAPOLI-1

SE

CU

EN

CI A5 .5 Ma

SE

CU

EN

CIA

12. 5M a

Facies marinas someras

Facies de talud

Facies de cuenca

Sedimentos arenosos

Sal alctona

Sistemas de abanicos submarinos

Figura 4.3 Modelo sedimentario del Plioceno Inferior-Medio (Secuencia 5.2 3.0 Ma) mostrando el depsito de arenas en los lbulos asociados a sistemas de abanicos submarinos.

38

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

de grandes dimensiones, con una orientacin preferencial Noroeste-Sureste, el cual gener una serie de fallas normales que afectan los diferentes niveles estratigrficos del Terciario, segmentando el campo en varios bloques. En la seccin ssmica mostrada en la figura 4.2, se han identificado atributos de amplitud asociados a la profundidad donde se efectuaron las pruebas de produccin correspondientes. Estratigrafa La columna geolgica atravesada por el pozo va del Plioceno al Reciente. La zona productora comprende cuerpos alternantes de arenas, areniscas y lutitas compactas, ligeramente calcreas de edad Plioceno Superior e Inferior. La roca almacn est constituida por areniscas de cuarzo, feldespatos y fragmentos de rocaINTERVALO IN O S E

de color gris claro, de grano medio a grueso, subredondeados y mal seleccionados. Los ambientes sedimentarios en que se depositaron los paquetes arenosos mostrados en la figura 4.3, corresponden a lbulos de canal y barras transgresivas asociadas a un frente deltaico. Trampa El intervalo productor ms profundo corresponde a las arenas productoras del Play Cinco Presidentes que se acuan contra la sal, y se encuentran afectadas por dos fallas normales paralelas entre s, orientadas sensiblemente Este-Oeste (figura 4.4). Estas fallas segmentan al campo en tres bloques, siendo el bloque central el ms alto, que origina que el pozo se ubique en el bloque bajo del Norte a profundidades del orINTERVALO IIN O S E

0

1 km

0

1 km

INTERVALO IIIN O S E O S N E

INTERVALO IV -V

0

1 km

0

1 km

Figura 4.4 Configuraciones estructurales en profundidad de los intervalos productores del campo Amoca.

39

Descubrimientos

Sello A nivel regional, el sello est constituido por lutitas equivalentes a la formacin Concepcin Superior. Adicionalmente, se tiene como sello las lutitas que se encuentran interestratificadas entre los cuerpos de arenas productoras.N1 N2

Yacimiento Los yacimientos estn constituidos por arenas de cuarzo, cuya porosidad vara de 18 a 27 por ciento y saturacin de agua de 20 a 31 por ciento, en promedio. En la figura 4.5 se presentan los registros geofsicos procesados, indicando los intervalos productores de aceite y gas, donde se efectuaron pruebas de produccin observndose producciones de aceite de 645 a 2,393 barriles por da, y de 0.25 a 1.2 millones de pies cbicos de gas por da. Reservas

Figura 4.5 Registro compuesto mostrando las curvas de registros geofsicos, resaltando en color rojo los intervalos productores IV(1,171-1,181) y V(1,112-1,127) .

den de 3,000 metros. La estructura se profundiza hacia el Noreste hasta alcanzar cotas de 3,850 metros, mientras que en la porcin Norte y Sur la estructura se profundiza hasta los 4,000 metros, figura 4.4. Las arenas productoras ms someras son genticamente equivalentes a las arenas productoras del Play Orca identificadas en el campo Cinco Presidentes. Roca Generadora La principal roca generadora de los hidrocarburos es de edad Jursico Superior Tithoniano y se conforma de materia orgnica en las lutitas bituminosas de color negro y calizas arcillosas, de color gris oscuro con abundante materia orgnica, con distribucin regional amplia y espesor mayor de 250 metros. 40

El volumen original 3P de aceite es 347.7 millones de barriles, en tanto las reservas originales de petrleo crudo equivalente 1P, 2P y 3P estimadas son de 29.2, 34.8 y 75.6 millones de barriles, respectivamente. Homol-1 El campo se ubica aproximadamente a 61 kilmetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche en Aguas Territoriales del Golfo de Mxico, en el extremo Sur-Oriental del Pilar de Akal, teniendo como lmite Oriental ms cercano el borde de la falla Frontera que forma la fosa Macuspana. El tirante de agua es de 58 metros. El objetivo fue encontrar hidrocarburos en brechas calcreas dolomitizadas del Paleoceno-Cretcico Superior. La figura 4.6 muestra su posicin geogrfica.

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

N O S E

Estructura productora Estructura por probar SalTUNICH KATAAN KAYAB LE MOAN CEEH TABAY CHACMOOL TUNICH MUYAL LUX HOL CHEEL KAMBUL

Golfo de MxicoKAXAN ALAK KEEK CHUKTAH YUMSIL ITZAMNA YAXCHEN PAC UXMAL MITNAL OCNA AHAU CHA

YAXILTUN IB

MALOOB BACAB LUM POK ICH KUTZ BOTS LUM EK BALAM IXIM SAM

Regin Marina Noreste

ZAAP MANIK

KU

CANTARELL

LUCH AJAL KANAAB ACANUN BATAB POL CHUC PICH THEL

IXTOC

CHAC NOHOCH NIX ABKATUN TAKIN KULKUKAN

TOLOC OCH OCH KOKAY UECH KI ALUX KUM ZINIC KAX

500 m 400 m

MAKECH AYIN TZOLOLKIN DZONOT

F C OS O A M A LC A LC O

PEK KAY PECH XOC

TIXAN

300 m 200 m

Regin Marina SuroesteLOLTUN XULUM - 101 CHICHINI CITAM CHIKIN - 1 MAC KINIL YAABKAN - 101 KELEM SIKIL SINAN

Homol-1NAK-1CHE CHUKU A ETAIL - 1

MISON 101CHEM201

MUKUY MISON101

CHILAM

BOLONTIKU KAB

FO MA SA CU SP

100 m 75 m 50 m 40 m 30 mKUCHE BALCHE

YUM601

KIX KOT - 1 YUM YUM WACH - 1 TSOL - 1

AN A

HAYABIL

PETEN

61 kmMANAB

MAY TSIMIN

RIBEREO CHUM ATAMBIL - 1TENGUAYALA

XICALANGO

COSTERO ZEREQUE

Cd. del CarmenPALANCARES

LAGUNA DE TERMINOS

20 m 10 m

YAXCHE - 101 CHI - 1PEPENO PTO. CEIBA

BAATS

BAATS PEMECH - 1 CHAKAY

PEP

UTZIL IXMINI

TIZON

COSACO

GABANUDO

TROJE

CHANCASTE TURULETE LUNA HAMACA PALAPA

Frontera

MICO

CHILTEPEC

PTO. CEIBA

Dos Bocas

LAGUNA DE MECUACAN

ESCARBADO

PIJIJE

LUNA CENIZO APANCO

ALVARO OBREGON

MACACO

0

10

20

30

40

50 km

Figura 4.6 El pozo Homol-1 se encuentra ubicado en Aguas Territoriales frente a las costas del Estado de Campeche.

La profundidad total perforada fue de 5,035 metros verticales. Se efectuaron diferentes pruebas de presin-produccin en rocas de la formacin Brecha Paleoceno-Cretcico Superior, resultando un intervalo productor de aceite de 37.1 grados API. Geologa estructural A nivel de la brecha del Cretcico Superior, como se muestra en la figura 4.7, el pozo se ubic en la cima de un anticlinal alargado con una orientacin Noreste-Suroeste, limitado hacia el Este por una falla regional de tipo normal. El cierre estructural es de 12 kilmetros cuadrados aproximadamente, y forma parte de un alineamiento estructural conformado por las estructuras Etkal, Wayil y reconocido por los pozos Kay1 y Zinic-1. Estratigrafa La columna geolgica cortada por el pozo Homol-1 comprende sedimentos que van del Cretcico Medio

al Reciente-Pleistoceno. Las cimas de las formaciones se determinaron empleando la informacin paleontolgica, litolgica y de registros geofsicos. La litologa del Cretcico Superior-Cretcico Medio est constituida por una doloma caf claro a crema, microcristalina, de aspecto sacaroide, con impregnacin de aceite residual, y porosidad secundaria intercristalina. Se ha identificado la presencia de 30 a 40 por ciento de mudstone-wackestone gris claro y crema, dolomitizado, con porosidad secundaria intercristalina y trazas de marga bentontica, gris verdoso. El Paleoceno se compone por margas de color gris verdoso y caf rojizo semiduras, con presencia de mudstone-wackestone, caf claro a crema dolomitizado, compacto, y por packstone, caf claro y gris verdoso, dolomitizado, semicompacto. Para el Eoceno, ste se conforma por una lutita gris claro, gris verdoso, bentontica, suave a semidura, mientras que el Plioceno-Oligoceno est constituido por intercalaciones de lutita calcrea, gris claro y gris 41

Descubrimientos

verdoso, suave, y areniscas de cuarzo gris claro a oscuro, de grano fino a medio, subredondeados, y subangulosos mal clasificados. El Reciente-Pleistoceno se distingue, principalmente, por intercalaciones de arenas de cuarzo gris claro a oscuro, de grano fino a medio, subredondeados y subangulosos mal clasificados, regularmente cementada en material arcillo-calcreo y lutita calcrea gris claro y gris verdoso, suave, en ocasiones arenosa con restos de moluscos. La figura 4.8 muestra el registro geofsico donde se muestra la interpretacin geolgica y petrofsica a nivel del intervalo productor y la litologa de esta seccin. Trampa

Sello A nivel regional, est constituido por lutitas bituminosas del Paleoceno con un espesor que flucta entre 100 y 200 metros. Yacimiento Es un yacimiento naturalmente fracturado, de aceite ligero, con una porosidad promedio de 8 por ciento, con una saturacin de agua promedio de 19 por ciento. La permeabilidad estimada es del orden de 17.4 milidarcies, a travs de la realizacin de pruebas de presin-produccin. Reservas

La trampa es de tipo estructural, presentando su eje principal en direccin Noreste-Suroeste, y cortada al Oriente por una falla normal orientada Noreste-Suroeste. El cierre tiene como mximo 110 metros y puede ser observado en la figura 4.7.N O S E

El volumen original 3P de aceite es 84.5 millones de barriles, en tanto las reservas originales de petrleo crudo equivalente 1P 2P y 3P estimadas son de 5.1, , 24.3 y 24.3 millones de barriles, respectivamente.

4900

4800

1 468

470

00

460

HOMOL-1-4568 -5003

46

81

4600

SIMBOLOGIAPROBADA PROBABLE

47

00

Figura 4.7 Configuracin estructural de la cima del Cretcico Superior del campo Homol.

48 00C.A.A.

4681

4700

POZO PRODUCTOR DE ACEITE Y GAS

480

0

490

0

5000

0

1

2 km

42

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

Figura 4.8 Registro geofsico del pozo Homol-1 mostrando la interpretacin geolgica y petrofsica, y la posicin del intervalo productor.

N O S E

Neuhtli-1 Tucoo

Marbella-1 Ompa-1 Anade-1 Chapoli-1 Coztic-1 Amoca-1 Ostra-1

Miac-1 Mat-1 Cantli-1 Luhua-1 Copali-1 Xopan-1SAN ALFONSO-2

Nemiti-1 Gaviota-4

Gaviota-1 Gaviota-3

Xicope-1 Chichini-1

Gaviota-2 San Alfonso Pailebot

PAILEBOT-10

SAN RAMON-13 SAN RAMON-1A

RODADOR-1 5 PRESIDENTES-501 CHICOZAPOTE-101 5 PRESIDENTES-17

Campa-1

Xaxamani-1R. GRANDE-101 GURUMAL-2 RABON GRANDE-1

TORTUGUERO-116

AJI-1

PAILEBOT-6

San RamnPALOTADA-1

TORTUGUERO-1

TortugueroPUNTA GORDA-5

PAILEBOT-1 5 PRESIDENTES-801

MAGALLANES NTE-1

COLORADO-1

Rabn Grande

Cinco Presidentes

Coatzacoalcos

0

10

20 km

Figura 4.9 Localizacin del pozo Xaxamani-1 que se encuentra en Aguas Territoriales del Golfo de Mxico, en las cercanas a la lnea de costa del Estado de Veracruz.

43

Descubrimientos

N O S E

Yacimiento-IO

N E S

Yacimiento-II

0 N O S E

1

2 km

0

1

2 km

Yacimiento-III

0

1

2 km

Figura 4.10 Mapas en profundidad de cada uno de los yacimientos productores en el pozo Xaxamani-1.

Xaxamani-1 El pozo se encuentra ubicado en las Aguas Territoriales del Golfo de Mxico dentro de la plataforma continental, aproximadamente a 3 kilmetros al Norte del campo Rabn Grande, y a 35 kilmetros al Oeste del campo Cinco Presidentes (figura 4.9). El pozo alcanz una profundidad total de 1,990 metros verticales, en un tirante de agua de 19.5 metros. Result productor en tres intervalos de edad Terciario, los cuales resultaron productores de gas seco y aceite pesado. Geologa estructural La estructura del campo es suave y de poco relieve debido a la poca deformacin existente en el rea. Los yacimientos estn ubicados en el anticlinal cuyo eje principal tiene un rumbo Noreste-Suroeste, limita44

da en su flanco Noroeste por una falla de crecimiento normal, con un salto de aproximadamente 100 metros, y en el flanco Suroeste por otra falla de crecimiento normal. El lmite Sur de la estructura es una falla normal con direccin casi Este-Oeste, y de 25 metros de desplazamiento vertical promedio. En la figura 4.10, se muestran las configuraciones de la cima de los intervalos productores en el pozo Xaxamani-1. Los lmites de los yacimientos estn asociados a cambios laterales de facies. Estratigrafa La columna geolgica cortada por el pozo comprende rocas del Pleistoceno-Reciente al Mioceno Inferior, siendo las ms importantes desde el punto de vista econmico petrolero las rocas siliciclsticas de edad Plioceno Inferior y Medio, que estn constituidas por

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

NE

Xaxamani-1

SW

400

600

Tiempo (ms)

800

1000

1200

Figura 4.11 Lnea ssmica donde se localiza el pozo Xaxamani-1, mostrando una estructura de tipo anticlinal, limitada en sus flancos por fallas de tipo normal.

una secuencia de arenas de grano muy fino a medio, lutitas calcreas y lutitas arenosas. El ambiente sedimentario en el que se depositaron las arenas productoras est asociado a depsitos de antiguas barras y lbulos de canal. El primer intervalo productor de aceite, est representado litolgicamente por arenas de cuarzo blanco traslcido y gris verdosas de grano muy fino a fino, subangulosas, mal seleccionadas, deleznable con porosidad primaria intergranular. El segundo intervalo productor de gas seco, litolgicamente est constituido por arena de cuarzo blanco traslcido y gris verdoso, de grano fino, subangulosa, mal seleccionada, deleznable, con porosidad primaria intergranular. El tercer intervalo productor de gas seco, est constituido por una arena de cuarzo de grano medio, subredondeada a subangulosa, con fragmentos de lutita caf oscuro y microorganismos. Trampa La trampa es de carcter combinado y puede observarse en la lnea ssmica de la figura 4.11, cmo se

encuentra limitada en sus flancos por fallas de tipo normal. Sello La roca sello est constituida por una secuencia potente de lutitas bentnicas intercaladas con horizontes delgados de areniscas extendidas ampliamente en toda la cuenca. Yacimiento Los yacimientos son arenas de cuarzo con porosidades que varan de 25 a 31 por ciento, con saturaciones de agua de 23 a 27 por ciento. En la figura 4.12 se presentan los registros geofsicos interpretados, indicndose los intervalos productores de aceite y gas. Se efectuaron tres pruebas de produccin, observndose en la prueba ms profunda la presencia de aceite de 24.5 grados API. La prueba intermedia result con gas seco y un gasto que ascendi a 12.2 millones de pies cbicos por da, y finalmente en el ltimo interva45

Descubrimientos

Intervalo-III

Plioc. Inf.

Intervalo-II

Intervalo-I

Figura 4.12 Registro geofsico interpretado que muestra la evaluacin petrofsica y los intervalos probados del pozo Xaxamani-1.

lo, el resultado fue de gas seco con 2.8 millones de pies cbicos por da. Reservas El volumen original 3P de aceite es 73.6 millones de barriles, en tanto las reservas originales de petrleo crudo equivalente 1P 2P y 3P estimadas son de 1.6, , 9.9 y 18.9 millones de barriles, respectivamente. 46

Nak-1 El pozo exploratorio Nak-1, figura 4.13, se localiza en las Aguas Territoriales del Golfo de Mxico, aproximadamente a 73 kilmetros de Ciudad del Carmen y a 7.2 kilmetros al Noreste del pozo Misn-1A. El objetivo fue evaluar las reservas de aceite y gas en rocas de edad Cretcico y Jursico Superior Kimmeridgiano. La profundidad total perforada fue de 6,100 metros

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

N O S E

Estructura productora Estructura por probar SalTUNICH KATAAN KAYAB LE MOAN CEEH TABAY CHACMOOL TUNICH MUYAL LUX HOL CHEEL KAMBUL

Golfo de MxicoKAXAN ALAK KEEK CHUKTAH YUMSIL ITZAMNA YAXCHEN PAC UXMAL MITNAL OCNA AHAU CHA

YAXILTUN IB

MALOOB BACAB LUM POK ICH KUTZ BOTS LUM EK BALAM IXIM SAM

Regin Marina Noreste

ZAAP MANIK

KU

CANTARELL

LUCH AJAL KANAAB ACANUN BATAB POL CHUC PICH THEL

IXTOC

CHAC NOHOCH NIX ABKATUN TAKIN KULKUKAN

TOLOC OCH OCH KOKAY UECH KI ALUX KUM ZINIC KAX

500 m 400 m

MAKECH AYIN TZOLOLKIN DZONOT

F C OS O A M A LC A LC O

PEK KAY

TIXAN

300 m 200 m

Regin Marina SuroesteLOLTUN XULUM - 101 CHICHINI CITAM CHIKIN - 1 MAC KINIL YAABKAN - 101 KELEM SIKIL SINAN

HOMOL-1

PECH

XOC

MISON 101CHEM201

Nak-1

CHE CHUKU A ETAIL - 1 CHILAM

MUKUY MISON101

BOLONTIKU KAB

100 m 75 m 50 m 40 m 30 mKUCHE BALCHE

YUM601

KIX KOT - 1 YUM YUM WACH - 1 TSOL - 1

PA NA

HAYABIL

PETEN

MAY TSIMIN

FO MA SA CU S

MANAB

RIBEREO CHUM ATAMBIL - 1TENGUAYALA

XICALANGO

COSTERO ZEREQUE

Cd. del CarmenPALANCARES

LAGUNA DE TERMINOS

20 m 10 m

YAXCHE - 101 CHI - 1PEPENO PTO. CEIBA

BAATS

BAATS PEMECH - 1 CHAKAY

PEP

UTZIL IXMINI

TIZON

COSACO

GABANUDO

TROJE

CHANCASTE TURULETE LUNA HAMACA PALAPA

Frontera

MICO

CHILTEPEC

PTO. CEIBA

Dos Bocas

LAGUNA DE MECUACAN

ESCARBADO

PIJIJE

LUNA CENIZO APANCO

ALVARO OBREGON

MACACO

0

10

20

30

40

50 km

Figura 4.13 El pozo Nak-1 se encuentra ubicado en Aguas Territoriales frente a las costas del Estado de Campeche.

N O S E

5200

5400

50 00

0

1

2

3

4

5 km

Figura 4.14 Configuracin estructural en profundidad del pozo Nak-1. La estructura se encuentra compartamentalizada por las fallas inversas.

47

Descubrimientos

NKI-101

O S

E

UNIDAD DE DOLOMIAMUCUY-1

SINAN DL-1 SINAN-101A SINAN-201 SINAN-1A CITAM-101 CHEM-1A BOLONTIKU-1

CHUKUA-1 MISON-101MISON-1A HAYABIL-1

NAK-1

BISEN-1

SIMBOLOGIAKIX-1A KIX-1 BRECHA DE COLAPSO (DOLOMIA) TURBIDITAS FLUJO DE DETRITOS

YUM - 1

YUM - 401 MAY-1

MUDSTONE - WACKESTONE CON FORAMINIFEROS PLANCTONICOS UNIDAD DE DOLOMIA

COSTERO-1

UNIDAD DE DOLOMIA

Figura 4.15 Modelo sedimentario para el Cretcico Medio, en donde se observan diferentes litofacies identificadas en el rea Nak-Misn-Bisen.

en un tirante de agua de 31.6 metros, con produccin de aceite voltil y gas en el Cretcico Medio. Geologa estructural A nivel del Cretcico Medio, la estructura corresponde a un anticlinal que muestra rasgos de una deformacin tectnica compresiva, figura 4.14. Esta estructura tiene una orientacin sensiblemente Norte-Sur, asociada a fallamiento inverso al Norte y por fallamiento de desplazamiento lateral con orientacin Noroeste-Sureste preferentemente. Estratigrafa

identificado turbiditas, flujo de detritos, y secuencias de mudstone a wackestone, con foraminferos planctnicos de plataforma externa, como se ilustra en la figura 4.15. Trampa La trampa es de tipo estructural, y est conformada en un anticlinal limitado en sus flancos Sureste y Noroeste por fallas inversas, y hacia el Suroeste por una falla de desplazamiento lateral, con orientacin Noroeste-Sureste. Hacia el flanco Noroeste presenta cierre por fallamiento inverso. Sello

La columna geolgica intersectada por el pozo Nak-1, comprende rocas del Jursico Superior Kimmeridgiano al Reciente, observndose una discordancia a nivel Oligoceno Superior. Las rocas del yacimiento del pozo corresponden a brechas dolomitizadas y fracturadas del Cretcico Medio. El ambiente sedimentario son depsitos de brechas de colapso, derivados posiblemente de plataforma, y redepositados en ambientes de aguas profundas de plataforma externa. Asociado a estos depsitos, se han 48

La roca sello est constituida por una secuencia de aproximadamente 40 metros de lutitas, en parte bentonticas y calizas arcillosas de edad Paleoceno Inferior de amplia distribucin regional. Yacimiento El yacimiento est constituido por rocas de doloma microcristalina a mesocristalina, fracturadas con porosidad intercristalina y vugular, y con intercalaciones

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

4965

N-2 N-2 C

5000

Figura 4.16 Registro geofsico con la evaluacin petrofsica y litolgica, donde se muestra el intervalo que result productor.

de mudstone a wackestone de foraminferos planctnicos. La porosidad promedio estimada es de 6.8 por ciento y la saturacin promedio de agua es de 23 por ciento. En la figura 4.16 se presenta el registro geofsico interpretado, indicando el intervalo productor de aceite y gas. Durante la etapa de terminacin del pozo se identific un intervalo productor de aceite de 42 grados API, reportndose una produccin de hasta 2.7 miles de barriles de aceite por da. Reservas El volumen original 3P de aceite es 27.0 millones de barriles, en tanto las reservas originales de petrleo crudo equivalente 1P 2P y 3P estimadas son de 4.7, , 4.7 y 14.9 millones de barriles, respectivamente.

Pakal-1 El pozo exploratorio Pakal-1, se localiza en las Aguas Territoriales del Golfo de Mxico, aproximadamente a 98 kilmetros de Ciudad del Carmen, Campeche, dentro del Complejo Ku-Maloob-Zaap (figura 4.17). El objetivo fue alcanzar el bloque autctono en el campo Ku, evaluar las reservas de aceite y gas en rocas de edad Cretcico y determinar con precisin el contacto aguaaceite del campo Ku. Se perfor en un tirante de agua de 47 metros. La profundidad total perforada fue de 4,223 metros desarrollados bajo mesa rotaria donde suspendi perforacin por presencia de sal. Result productor de aceite pesado en el yacimiento de la Brecha del Cretcico Superior con una produccin de 6,421 barriles de aceite por da en el bloque alctono. 49

Descubrimientos

N O S E

Maloob Zaap Ku

Pakal-1

200 m

100 m

50 m 25 m

Cd. del Carmen Frontera Dos Bocas0 10 20 30 40 50 Km

Figura 4.17 El pozo exploratorio Pakal-1 se localiza en las Aguas Territoriales del Golfo de Mxico, aproximadamente a 98 kilmetros de Ciudad del Carmen, Campeche, dentro del Complejo Ku-Maloob-Zaap.

Geologa estructural En el campo Ku, la estructura es de tipo anticlinal, limitado al Oeste y al Norte por fallas inversas. Al Sur y Este, el cierre de la estructura es por buzamiento suave que alcanza al contacto agua-aceite, el cual y de acuerdo con los datos proporcionados por el pozo Pakal-1, se ubica a 3,190 metros verticales bajo nivel del mar (figura 4.18). Estratigrafa

nisca de grano fino a medio y el Reciente se compone de arcillas poco consolidadas y arenas. Trampa La informacin obtenida por ssmica y los datos del pozo, la identifican en la cima del Cretcico Superior en el bloque alctono. La trampa es de tipo estructural y se encuentra afectada por la presencia de dos fallas inversas. Sello

La columna estratigrfica est constituida por sedimentos que van del Cretcico al Reciente. En el Cretcico predominan los carbonatos, principalmente mudstone a wackstone arcilloso y fracturado, doloma microcristalina y ndulos aislados de pedernal. En el Cretcico Superior se encuentran brechas derivadas de calizas dolomitizadas, con cementante arcilloso y calcreo. El Terciario se encuentra representado por intercalaciones de lutitas con intercalaciones de are50

Las rocas que actan como sellos de las brechas del Paleoceno Inferior y Cretcico Superior corresponden con las lutitas calcreas del Paleoceno Inferior. Yacimiento Se compone de una brecha originalmente de calizas, que por procesos diagenticos ha sido transformada

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

N O S E

Pakal-1C.A.A. original (3,244 mvbnm) Enero 1981

C.A.A. actual (3,190 mvbnm) Agosto 2003

0

5 km

Figura 4.18 Configuracin estructural de la cima del Cretcico Superior del campo Ku. El pozo Pakal-1 se ubica en la culminacin de la estructura, y se muestran los contactos agua-aceite original y actual.

Ku-401

Ku-47

Pakal-1

Ku-89

V-2915-2965 m. Qo= 6,421 bpd

C.A.A. actual C.A.A. original

Fa lla i

nv ers a

Bloque cabalgado

Fa lla i

nv ers a

Bloque autctono

Figura 4.19 Registros geofsicos de los pozos Ku-401, Ku-47, Pakal-1, y Ku-89, mostrando la correlacin estratigrfica y el contacto aguaaceite.

51

Descubrimientos

a una doloma. Su porosidad es tanto primaria como secundaria, producto esta ltima de los procesos de disolucin de los carbonatos. La porosidad promedio es de 7 por ciento y la saturacin de agua promedio es del 11 por ciento. Se efectuaron cuatro pruebas de produccin, resultando las dos primeras improductivas por presencia de agua salada, la tercera con aporte de aceite y agua salada y la cuarta productora, con un gasto de 6,421 barriles da de aceite. En la figura 4.19 se presenta una seccin geolgica-estratigrfica entre el pozo Pakal-1 y pozos del campo Ku. Reservas Con base en la nueva ubicacin del contacto aguaaceite, se tiene una incorporacin adicional de reservas clasificadas como probables en un volumen de 99.5 millones de barriles de petrleo crudo equivalente.N O S E

Cuenca de Tampico-Misantla Durante los ltimos aos, en esta cuenca se ha hecho un esfuerzo significativo de exploracin para incorporar nuevas reservas de hidrocarburos, mediante mejores tcnicas de interpretacin y mediante la adquisicin de informacin ssmica. As, los resultados obtenidos han permitido la incorporacin de un volumen de 91.4 millones de barriles de petrleo crudo equivalente de reservas 3P . Lobina-1 El pozo exploratorio Lobina-1 se localiza geogrficamente en Aguas Territoriales del Golfo de Mxico, en su porcin de la Plataforma Continental, a 33.5 kilmetros al Sureste de Tampico, Tamaulipas, figura 4.20, habindose perforado en un tirante de agua de 59 metros. El objetivo de la perforacin fue evaluar

Golfo de Mxico Arenque-103

Arenque-31 Arenque-104 Arenque-15 Arenque-41 Arenque-17 Arenque-2 Arenque-23D Arenque-19 Campo Arenque

Arenque-33 Arenque 23Pozo Nyade

Macarela-1

K 7.8 m

Campo Tamaulipas

Arenque-4

Campo Arenque200

Erizo-1 Lobina-1

TampicoL Rive a ra

Lobina 10 1 2 3 km

0

50 km

Figura 4.20 El pozo Lobina-1, se localiza a 7.8 km del pozo Arenque-2, al Sur del campo Arenque dentro de Aguas Territoriales del Golfo de Mxico.

52

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

A

Macarela-1 Erizo-1

Arenque-4 Lobina-1

B

A500

Arenque-4

Lobina-1 B

1000

Tiempo (ms)

1500

2000

2500

Campo Arenque

Figura 4.21 La figura superior muestra el horizonte del Jursico Superior San Andrs interpretado del cubo ssmico. Abajo se muestra la proyeccin de los pozos sobre una lnea ssmica del campo Arenque.

una zona ubicada a 7.8 kilmetros al Sur del campo Arenque, e identificada con ssmica tridimensional. Geolgicamente, se ubica en la porcin marina de la Cuenca Tampico-Misantla, principal productora de aceite y gas asociado en la Regin Norte. Su profundidad total fue de 3,447 metros verticales. Cabe mencionar que dos pruebas de produccin fueron realizadas en las formaciones carbonatadas San Andrs del Jursico Superior y en Tamaulipas Inferior del Cretcico Inferior. Geologa estructural La interpretacin de la informacin ssmica tridimensional, permiti visualizar las condiciones estructurales del campo como parte del levantamiento regional hacia el Sur de la isla Jursica de Arenque. La

estructura est asociada a los altos de basamento que dieron origen al depsito de rocas carbonatadas del Jursico San Andrs y Tamaulipas Inferior. El factor estratigrfico ms significativo est representado por cambios de facies que controlaron la porosidad y permeabilidad dentro de la estructura, por lo cual se considera como una trampa combinada. La figura 4.21, muestra una lnea ssmica y la relacin estructural entre el campo Arenque y Lobina. Estratigrafa La columna sedimentaria en el pozo va del Jursico Superior Kimmeridgiano al Reciente. La sedimentacin del Jursico Superior Kimmeridgiano se efectu bajo condiciones transgresivas, desarrollndose plataformas someras con ambientes de depsito lagu53

Descubrimientos

N O S E

0

1

2 km

Figura 4.22 Mapa estructural del Jursico Superior San Andrs (Kimmeridgiano), principal objetivo del pozo Lobina-1.

nares, que dan origen a packestones de pellets y bioclastos. Por su posicin cercana al nivel del mar y por estar acundose contra un alto de basamento, estas rocas fueron alteradas con procesos diagenticos, principalmente disolucin, resultando altamente karstificadas. El Cretcico Inferior se compone de sedimentos de wackestone fracturados, depositados en ambientes de cuenca cuya edad vara del Berriasiano al Huateriviano. La porosidad observada es de carcter secundario producto principalmente de procesos diagenticos de disolucin, motivo por lo que los carbonatos muestran abundante karstificacin. El tipo de porosidad predominante corresponde a vugular e intercristalina. Trampa La configuracin estructural a nivel del Jursico Superior Kimmeridgiano muestra una trampa de tipo com54

binado dentro de una estructura anticlinal, con orientacin Noreste a Suroeste y cierre estratigrfico por los cuatro lados (figura 4.22). A nivel del Cretcico Inferior la trampa es de tipo estructural. Sello El sello est representado por la formacin Pimienta del Jursico Superior Tithoniano, la cual constituye un excelente sello que se caracteriza por su composicin de sedimentos arcillo-calcrea-carbonosa, que descansa directamente sobre la roca almacn. Yacimiento El yacimiento de la formacin San Andrs del Jursico Superior est constituido por packstones de peletoides y bioclstos caf oscuro, parcialmente dolomitizados. La porosidad promedio de este yacimiento es de 14 por ciento, con una saturacin de agua promedio de

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

3395 3400 3405

Jp

Jp

3425

Jsa

3435

Jsa

3450

3451

Basam.

Basam.

3475

Figura 4.23 Registro geofsico interpretado, mostrando los intervalos probados y los resultados de las pruebas de produccin del pozo Lobina-1.

11 por ciento y una densidad de aceite de 24 grados API. El yacimiento en el Cretcico Inferior se compone de sedimentos de wackestone con presencia de fracturas. La evaluacin de registros geofsicos y descripcin de ncleos en estas facies, permitieron inferir porosidades que varan de 10 a 29 por ciento, mientras que la permeabilidad vara de 0.4 a 592 milidarcies. El pozo es clasificado como productor de aceite y gas de acuerdo a los resultados de dos pruebas de presin-produccin. En la primera, realizada en el Jursico Superior Kimmeridgiano, se obtuvo una produccin de ms de 7,500 barriles de aceite por da y ms de 2.0 millones de pies cbicos por da de gas. La

segunda prueba aport un gasto inicial de 1,915 barriles de aceite por da, y 0.43 millones de pies cbicos por da de gas en carbonatos de la formacin Tamaulipas Inferior del Cretcico Inferior. En la figura 4.23, se muestra un registro geofsico interpretado con la informacin de los intervalos probados. Los gastos obtenidos durante la etapa de terminacin y los valores petrofsicos obtenidos de la interpretacin de los registros geofsicos. Reservas El volumen original 3P de aceite es 286.1 millones de barriles, en tanto las reservas originales de petrleo crudo equivalente 1P 2P y 3P estimadas son de 12.1, , 31.9 y 91.4 millones de barriles, respectivamente. 55

Descubrimientos

4.3 Descubrimientos terrestres Durante el periodo comprendido de enero 1 a diciembre 31 de 2003, los descubrimientos terrestres se ubicaron en las cuencas de Burgos, Sabinas y Veracruz de la Regin Norte, y en las Cuencas del Sureste de la Regin Sur. La incorporacin de reservas en su clasificacin 1P 2P y 3P de los descubrimientos terrestres , es de 84.2, 189.0 y 333.6 millones de barriles de petrleo crudo equivalente, respectivamente. Los pozos ms importantes perforados y con resultados mayormente significativos son ilustrados a continuacin. Patriota-1 Geolgicamente, se ubica en la porcin Oriente de la Cuenca de Burgos. Su objetivo fue evaluar el potencial de hidrocarburos en los sistemas deltaicos progradantes, correspondientes al Play Vicksburg del OliN O S E

goceno (figura 4.24). En la seccin ssmico-estructural mostrada en la figura 4.25, se observan trampas estratigrficas y combinadas, las cuales muestran cierre contra falla en la direccin Oeste-Este y cambios laterales de facies en direccin Norte-Sur. Las fallas principales son de crecimiento con cada al Oriente y las fallas menores son normales y antitticas. El pozo alcanz 3,530 metros verticales, y la columna estratigrfica abarca del Eoceno Medio al Mioceno Catahoula. La litologa en los yacimientos est constituida por areniscas de grano medio a fino, intercaladas en sedimentos arcillosos. El yacimiento productor est constituido por areniscas de grano medio a fino, con una porosidad promedio de 16 por ciento y una saturacin de agua de 46 por ciento. La prueba de produccin realizada aport un gasto inicial de 6.1 millones de pies cbicos por da de gas. En la figura 4.26, se muestra el registro geofsico interpretado, donde se

Camargo

Misin

Camargo-1

Misin-1001Can

Reynosa

Sultn-1 Caudaloso-1 Garufa-1

Lomitas

Polvareda Pascualito

Reynosa

Patriota-1Comitas

Dandi -1Torrecillas

MonterreyCronos Cronos-1Chapul Cuitlhuac

Orozco

Chalupa-1

Barreal-1

Nuevo Laredo

Ppila

Ternero

Huizache

Presa Falcn Reynosa Matamoros Herreras Reynosa0 10 20 30 km

Camargo

Golfo de Mxico

Figura 4.24 Ubicacin del pozo Patriota-1 al Suroeste de Reynosa, Tamaulipas.

56

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

Jabalina-1W

Patriota-1E

1000

1500

2000

Tiempo (ms)

2500

3000

P.T.=3530

Figura 4.25 Interpretacin ssmica mostrando los reflectores que identifican horizontes de arenas asociados a las trampas estratigrficas de los yacimientos descubiertos por el pozo Patriota-1.0 Shc 100 20 30

0

GR

150

0.2

RT

e

0

S/P

Sin probar 2,765-2,782 m =19.5 % Shcs=55.9 %

PP3

PP3= 2,830-2,843 m Fract. 16/64 P= 4,150 psi Qg= 6.057 mmpcd Qc= 134 bpd Qa= 0 bpd

PP2

PP2= 2,912-2,925 m Fract. 16/64 P= 2,050 psi Qg= 3.00 mmpcd Qc= 24 bpd Qa= 5 bpd

PP1

PP1= 3,033-3,042 m Fract. 12/64 P= 3,800 psi Qg= 2.641 mmpcd Qc= 57 bpd

Figura 4.26 Registro geofsico interpretado con los intervalos de las pruebas de produccin realizadas y los parmetros petrofsicos calculados.

57

Descubrimientos

indica la ubicacin de la prueba de produccin realizada y los valores petrofsicos calculados. El volumen original 3P de gas natural es de 145.6 miles de millones de pies cbicos, en tanto las reservas originales 1P 2P y 3P estimadas son de 2.0, 45.1 y , 56.6 miles de millones de pies cbicos de gas, respectivamente. Nejo-1 Este pozo se ubica en la porcin Sur-Oriental de la Cuenca de Burgos, a 15 kilmetros aproximadamenteN O S E

al Sureste de San Fernando, Tamaulipas, figura 4.27. Aunque su objetivo inicial fue identificar la presencia de gas en cuas arenosas de facies deltaicas del Play Fro, descubri tambin la existencia de aceite superligero. La figura 4.28 muestra cmo la tectnica del rea es muy semejante a la porcin Norte de la Cuenca de Burgos, donde es de tipo extensional, predominando las grandes fallas regionales lstricas de extensin que buzan al Oriente y que dan origen a estratos de crecimiento. El pozo perfor 3,709 metros verticales y la columna estratigrfica cortada va del Oligoceno Fro Marino al Plioceno-Pleistoceno que aflora. Los yacimientos estn constituidos por areniscas de grano medio a fino y areniscas limolticas, y corresponden al Play Fro de edad Oligoceno. Para el Play Fro, la distribucin y el espesor de las areniscas indican que existieron dos principales aportes sedimentarios: el ms importante es el asociado con la evolucin del ancestro del Ro Bravo, y otro de menor magnitud proveniente del Suroeste, a la altura de la Ciudad de San Fernando, que se considera como el principal alimentador de clsticos de la porcin Sureste del rea. Cabe hacer notar, que este pozo es el descubrimiento ms importante de los ltimos cinco aos en la Cuenca de Burgos, al haber identificado durante la etapa de terminacin cinco intervalos productores, notablemente dos de arenas limolticas con presencia de aceite superligero de 46 grados API. Las arenas productoras tienen porosidad promedio de 14 por ciento y una saturacin de agua que va del 48 al 56 por ciento. En la figura 4.29, se observa el registro geofsico interpretado, mostrando la ubicacin de las pruebas de produccin realizadas y los valores petrofsicos calculados. El volumen original 3P de aceite es 45.2 millones de barriles y el gas natural es 484.7 miles de millones de pies cbicos, en tanto las reservas origi-

Reynosa

Proyecto Reynosa

Campo Reynosa

Campo Monterrey Campo 18 de Marzo

Campo Presita Campo Chapul

Campo San Luis Campo Nutria

Campo Huizache Golfo de Mxico

Nejo-10 10 20 30 km

Figura 4.27 El campo Nejo se ubica en la porcin Sur-Oriental de la Cuenca de Burgos.

58

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

N O S E

Afro-1

Negritos-31

Negritos-1

Nejo-1

0

1 km

Figura 4.28 Configuracin estructural en profundidad del pozo Nejo-1, en donde se identifica el fallamiento de crecimiento asociado.30 20 Shc 0 30 Phie 0

0

GR

150

0.2

RT

Figura 4.29 Registro geofsico interpretado mostrando el intervalo donde se realiz la segunda prueba de produccin, con los valores petrofsicos calculados.

59

Descubrimientos

N O S ECamargo Misin

Camargo-1

Dragn-1

Misin-1001Can

Reynosa

Lomitas

Sultn-1 Caudaloso-1 Garufa-1 Dandi -1Torrecillas Comitas Polvareda Pascualito

Reynosa

MonterreyCronos-1 CronosChapul Cuitlhuac

Orozco

Chalupa-1

Barreal-1

Nuevo Laredo

Ppila

Ternero

Huizache

Presa Falcn Reynosa Matamoros Herreras Reynosa

Camargo

Golfo de Mxico

Figura 4.30 Ubicacin del pozo Dragn-1, al Suroeste de la ciudad de Reynosa, Tamaulipas.

Dragn-1W E

2

Tiempo (s)

2.5

3

Arena 3573

Figura 4.31 Seccin ssmica mostrando la interpretacin ssmica-estructural, en donde se identifica la trampa estratigrfica de la arena productora, de edad Jackson Medio.

60

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

nales de petrleo crudo equivalente 1P 2P y 3P esti, madas son de 4.6, 35.4 y 81.0 millones de barriles, respectivamente. Dragn-1 Este pozo exploratorio est a 17 kilmetros al Noreste de la Ciudad de Reynosa, Tamaulipas, como se observa en la figura 4.30, y ubicado estructuralmente en la porcin central del alineamiento formado por la falla regional de expansin de la formacin Jackson del Eoceno Tardo, que presenta una direccin Norte-Sur con desplazamiento al Oriente. La estructura muestra alN O S E

Oeste, cierre contra falla y en las dems direcciones el cierre es estructural. En la figura 4.31 se puede observar una lnea ssmica mostrando el estilo estructural en el rea y cmo la trampa a nivel del horizonte productor es de tipo combinado. La perforacin del pozo tuvo como objetivo evaluar el potencial de gas comercialmente explotable en arenas de barras costeras del Play Jackson del Eoceno Superior. La figura 4.32 indica la configuracin estructural del yacimiento. El pozo perfor 4,500 metros verticales y la columna geolgica estratigrfica va del Eoceno Medio al Mioceno Inferior que aflora. El cuerpo productor se esta-

Chilarillo-1

Ferreiro-3

Ferreiro-2

Dragn-1

Industrial-1 Loc. Dragn-101 Draker-1

San Jacinto-1

0

1 km

Figura 4.32 Configuracin estructural de una de las arenas descubiertas por el pozo Dragn-1. La estructura muestra cierre contra falla al Oeste y estructural en las dems direcciones.

61

Descubrimientos

0 0 GR 150 0.2 RT 20

Shc

100 30 e 0

PP3 (3573-3585 m) FRACT. 16/64", P= 4850 psi, Qg= 6.676 mmpcd, Qa= 64 bpd 3575

PP-3

3600

3625

N-1

Figura 4.33 Registro geofsico interpretado con el intervalo probado mostrando los valores petrofsicos calculados y los resultados de la prueba del campo Dragn.

bleci en el Eoceno Superior dentro del play Jackson, en donde la columna sedimentaria se divide en tres miembros. La inferior y superior estn caracterizadas por ser predominantemente arcillosas, mientras que el miembro medio es normalmente arenoso. El modelo sedimentario para este play consiste de una serie de barras arenosas elongadas, caractersticas de una plataforma nertica. El yacimiento productor est constituido por areniscas de grano medio a fino con una porosidad promedio del 13 por ciento y una saturacin de agua de 56 por ciento. La prueba de produccin realizada aport un gasto inicial de 6.7 millones de pies cbicos por da de gas. En la figura 4.33 se muestra el registro geofsico interpretado, con la ubicacin del intervalo 62

probado, los valores petrofsicos calculados y los resultados de la prueba de produccin. El volumen original 3P de gas natural es de 161.0 miles de millones de pies cbicos, en tanto las reservas originales 1P 2P y 3P estimadas son de 8.8, 39.5 y , 113.1 miles de millones de pies cbicos de gas, respectivamente. Cuenca de Sabinas El ao 2003 ha significado el regreso de Pemex Exploracin y Produccin a la actividad de perforacin en esta parte del pas, despus de un largo tiempo que fue dedicado especialmente a la reinterpretacin de la informacin existente y a la obtencin de nuevos

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

datos que respaldaran de una manera slida las inversiones en sta cuenca. Como un hecho destacable se encuentra la perforacin y descubrimiento de gas con el pozo Pirineo-1, en una zona alejada de la tradicionalmente productora de Monclava-Buena Suerte. Pirineo-1 Este pozo se localiza en la porcin Norte de la Cuenca de Sabinas, a 166 kilmetros al Suroeste de Nuevo Laredo, Tamaulipas, figura 4.34. El objetivo fue establecer produccin de gas no asociado en cuerpos de dolomas y calizas fracturadas de la formacin La Virgen del Cretcico Inferior, en areniscas de la formacin La Casita, y en las calizas arenosas y posibles horizontes carbonatados de la formacin Olvido, ambos del Jursico Superior. A fin de ubicar la estructura potencialmente productora, informacin gravimtrica y ssmica fueron ad+Vacas Casa Roja

quiridas, resultando en la identificacin de la zona de mayor productividad a lo largo del eje de la estructura, donde se estima encontrar la mayor densidad de fracturamiento y por consiguiente, la zona de mayor aporte de flujo (figura 4.35). La seccin ssmica, figura 4.36, muestra cmo la estructura est definida por un anticlinal simtrico, con rumbo Noroeste-Sureste, cortado en su flanco Suroeste por una falla inversa de alto ngulo que buza hacia el Noreste, y vergencia hacia el Suroeste. El pozo se perfor hasta alcanzar 2,330 metros verticales y la columna geolgica estratigrfica va del Cretcico Inferior La Virgen al Cretcico Superior Austin que aflora. El yacimiento de gas detectado con el pozo Pirineo-1 est emplazado dentro de la formacin La Virgen, formacin en donde no se haba establecido produccin con anterioridad, y relacionado genticamente a un ambiente de plataforma carbonatada de circulacin restringida, en sus facies infraN O S E

Piedras Niegras

+

Plataforma de Tamaulipas

Minero Merced

Garza

Nuevo Laredo

E. U. A.

Pirineo-1Monclova Buena Suerte Lampazos

Cuenca de Sabinas

Viernes-1

Presa Falcn

Dragn-1

Reynosa MatamorosPatriota-1

HerrerasGranaditas-1

ReynosaIta-1

Ecatl-1

Nejo-1

Cuenca de Burgos0 10 20 30 40 50 km

Camargo

Figura 4.34 Pirineo-1 se localiza a 166 km al Suroeste de Nuevo Laredo, Tamaulipas. Geolgicamente, se ubica en la Cuenca Mesozoica de Sabinas.

63

Descubrimientos

N O S E

Pirineo 1

0

2

4

6

8

10 km

Figura 4.35 Modelado de mapas de segunda derivada sobrepuesto al plano estructural. La zona de mayor fracturamiento se considera a lo largo del eje de la estructura.

Pirineo-1

500

1000

Tiempo (ms)

1500

2000

2500

3000

Figura 4.36 Seccin ssmica con orientacin Noreste-Suroeste mostrando la estructura del pozo Pirineo-1 y la falla inversa con inclinacin hacia el Noreste, as como el intervalo productor.

64

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

0

GR

150

0

RT

100 2000

Sw

0 30 e

0

1950

1950Int. 1941-2330 m P= 222 Kg/cm Est.: 26/64 Qg= 12.7 mmpcd

dora la constituyen las dolomas y calizas fracturadas de la formacin La Virgen, y el sello est compuesto de evaporitas. El anlisis petrofsico indica que el yacimiento tiene porosidades promedio de 4 por ciento. Sin embargo, el monto de la produccin inicial que alcanz 12.7 millones de pies cbicos por da, arroja indicios de la existencia de dos sistemas de porosidad/permeabilidad. El primero como un sistema de fracturas con alta permeabilidad, y un segundo denominado sistema de matriz con baja permeabilidad. En la figura 4.37 se observa el registro geofsico interpretado indicando la ubicacin de la prueba de produccin realizada y los valores petrofsicos calculados. El volumen original 3P de gas natural es de 176.5 miles de millones de pies cbicos, en tanto las reservas originales 1P 2P y 3P estimadas son de 15.0, 47.4 y , 150.0 miles de millones de pies cbicos de gas, respectivamente. Cuenca de Veracruz

2000

2000

2000 2000

2150

2150

2200

2200

2250 2250

2300 2300

Figura 4.37 Registro geofsico procesado mostrando la interpretacin petrofsica y la ubicacin de la prueba de produccin.

La continuacin de los trabajos exploratorios en esta rea ha demostrado la existencia de una distribucin ms amplia de los yacimientos con hidrocarburos. Los pozos de mayor relevancia en esta cuenca son descritos a continuacin. Vistoso-1 Localizado geolgicamente en la Cuenca de Veracruz, el pozo se perfor a 30 kilmetros al Sureste de la ciudad de Veracruz, Veracruz, figura 4.38. El objetivo fue probar los desarrollos arenosos del Mioceno Superior, en condiciones y caractersticas similares a las arenas productoras de gas seco de los pozos Playuela301 y Playuela-201. Estructuralmente, el campo se encuentra formando parte del alineamiento estructural Camaronero, entre los alineamientos regionales Novillero-Vbora-Chachalacas y Antn Lizardo. De acuerdo a la configuracin estructural del Mioceno Supe65

marea y supramarea. La litologa en el intervalo productor est constituida bsicamente por carbonatos con textura de wakestone a packestone de peletoides, miliolidos y bioclastos parcialmente dolomitizados, con presencia ocasional, tanto de cuerpos intercalados de microdolomas de textura sacaroide, as como de paquetes evaporticos. En el play La Virgen se han interpretado yacimientos naturalmente fracturados, donde la porosidad primaria de la matriz alcanza valores de 4 a 9 por ciento. Sin embargo, en la posicin crestal o de mxima deformacin del anticlinal, el fracturamiento induce porosidades mayores a 12 por ciento. La roca almacena-

Descubrimientos

N O E S

VeracruzAneg-3 Anegada-1 Aneg-2

Golfo de MxicoTres Higueras Cpite Manuel Rodrguez A.

Camaronero-1A

Cubo Camaronero

Vistoso-1Tlalixcoyan-1

Matapionche Mata Espino

Cubo PlayuelaMecayucan

Playuela-1

Alvarado

Blanco-2

Cuatas-1 Cocuite Angostura

AcatlnLizamba-1 Perdiz-1 Guinea-1 4 1 Mata Gallina Estanzuela-1 Chalpa-1

V. Camalote

Tierra BlancaSan Pablo Colorn Rincn Pacheco Mirador Veinte Gloria

Pr es a

M

igu el

Al em n0

Novillero

50 Km

Figura 4.38 El pozo Vistoso-1 se encuentra ubicado hacia el Sureste del Puerto de Veracruz.

Vistoso-1 Playuela-301

Cubo Camaronero

Cubo Playuela

Figura 4.39 Imgenes isomtricas de anomalas de amplitud mostrando que el pozo Vistoso-1 se encuentra en el alineamiento estructural Camaronero, que es paralelo al alineamiento estructural PlayuelaCocuite.

66

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

N O S E

SW

Vistoso-1

Vistoso-13

NE

Vistoso-31 Vistoso-11

L1346

Vistoso-132000

Vistoso-12 Vistoso-43

Vistoso-63

Profundidad (m)2300

Vistoso-1

0

1

2

3 km

L1346

Figura 4.40 En la seccin ssmica en profundidad se reconocen las trampas estratigrficas en forma de acuamiento contra el flanco Occidental de la estructura Camaronero, con una fuerte componente estructural.

rior, este pozo se localiz sobre el flanco Poniente de la estructura anticlinal Camaronero, con rumbo Noroeste-Sureste, cuyo eje mayor es de 5 kilmetros y unCorrelacin 100 Resistividad Saturacin Porosidad 0.2 20 100 0 0.5

0

MD

0

2125

2150 2155

eje menor de 1.5 kilmetros aproximadamente. El alineamiento estructural Camaronero, que contiene al campo Vistoso, es paralelo al alineamiento estructural productor PlayuelaCocuite, como se muestra en la fiPay Litologa gura 4.39. En la figura 4.40 se observa cmo las trampas reconocidas son combinadas, notndose que la componente estructural est relacionada a la estructura Camaronero. La componente estratigrfica de la trampa se presenta en forma de acuamiento contra el flanco Occidental de la estructura Camaronero. El pozo Vistoso-1, atraves una secuencia de casi 2,000 metros verticales que va del Plioceno Medio hasta el Mioceno Superior. Como sello, se consideran la distribucin regional de estratos arcillosos ampliamente desarrollados con potentes espesores de lutitas depositadas antes y despus de las arenas cargadas con gas (figura 4.40). 67

N-12164 6m

4m 2175

Qgi= 5.8 mmpcd

Figura 4.41 Registros geofsicos con la interpretacin de las caractersticas petrofsicas del pozo Vistoso-1.

Descubrimientos

De los siete intervalos probados, seis correspondieron a yacimientos conocidos y slo uno a un yacimiento nuevo, y son interpretados como canales y abanicos de talud y piso de cuenca, en los cuales se depositaron arenas de grano fino a medio. Los granos de las arenas son bsicamente de cuarzo, roca gnea oscura y fragmentos de rocas sedimentarias, en una matriz arcillo-calcrea. Las porosidades son variables dependiendo del yacimiento, dentro de un rango de 20 a 30 por ciento, con una saturacin promedio de 23 por ciento, y permeabilidades del orden de 0.4 a 26 milidarcies en promedio. En la figura 4.41 se aprecian las caractersticas petrofsicas. El volumen original 3P de gas natural es de 176.0 miles de millones de pies cbicos, en tanto las reservas originales 1P 2P y 3P estimadas son de 89.0, 93.5 y , 98.1 miles de millones de pies cbicos de gas, respectivamente.

Aprtura-1 El pozo se encuentra ubicado aproximadamente a 60 kilmetros al Sureste de la Ciudad de Veracruz, dentro de la Cuenca de Veracruz, figura 4.42. Su objetivo estuvo dirigido a probar el potencial de hidrocarburos en la porcin central de la cuenca, a partir de interpretaciones de facies ssmicas asociadas a desarrollos arenosos del Mioceno Inferior y Medio, que se relacionan genticamente con los campos productores Cocuite, Playuela y Vistoso. La estructura corresponde a un anticlinal de bajo relieve estructural, observndose la presencia de una nariz estructural que buza hacia el Noroeste y con la tendencia de tener un relieve ms abrupto hacia el Sur-Sureste. La seccin ssmica mostrada en la figura 4.43 muestra la estructura que abarca 2.8 kilmetros por 1.6 kilmetros en su eje menor. La estructura enN O E S

VeracruzAnegada-1 Aneg-2 Aneg-3

Golfo de MxicoTres Higueras Cpite Manuel Rodrguez A.

Camaronero-1A

Cubo Camaronero

Vistoso-1

Matapionche Mata Espino Tlalixcoyan-1 Playuela-1 Blanco-2

Alvarado

Cubo PlayuelaMecayucan

Cuatas-1 Cocuite Angostura

Aprtura-1Lizamba-1

AcatlnPerdiz-1 Guinea-1 4 1 Mata Gallina Estanzuela-1 Chalpa-1

V. Camalote

Tierra BlancaSan Pablo ColornPr es a

Rincn Pacheco

Mirador Veinte

GloriaM igu el Ale m n0

Novillero

50 Km

Figura 4.42 Ubicacin del pozo Aprtura-1. Geolgicamente, se localiza hacia la porcin central de la Cuenca Terciaria de Veracruz.

68

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

W

Aprtura-1

E

2

Tiempo (s)

MM1 MM22.5

Figura 4.43 Lnea ssmica de la estructura Aprtura, mostrando la posicin de los horizontes productores del Mioceno Medio MM1 y MM2, y registros geofsicos del pozo.

su flanco alargado, est representado por una pendiente extendida hacia el Noreste, y un flanco corto que buza al Suroeste. De acuerdo con la configuracin estructural del Mioceno Medio en la figura 4.44, las trampas son de tipo combinada. La componente sedimentaria, est conformada por lbulos correspondientes a abanicos de piso de cuenca. La componenN O S E

te estructural est representada por un anticlinal de bajo relieve. En general, como roca sello actan potentes paquetes arcillosos que confinan los cuerpos arenosos. La columna estratigrfica atravesada va del Mioceno Medio al Plioceno Superior, y en su mayor parte coN O S E

N O S E

MM1

MM2 Aprtura-1N E S

O

Aprtura-1

0

2.5 km

0

2.5 km

Figura 4.44 Mapas estructurales con el despliegue de las anomalas de amplitud de los horizontes productores del Mioceno Medio MM1 y MM2.

69

Descubrimientos

Correlacin Resistividad 0 100 MD 0.2 20

Nphi Rhob

Correlacin Resistividad 0 100 MD 0.2 20MD

Nphi Rhob

3025 3025

2948 2950 3039 2954

MM1

3042

MM2

2959 2962 3050 3050 3053

3056 2975

Figura 4.45 Registro geofsico interpretado mostrando los intervalos probados y sus caractersticas petrofsicas.

rresponde a un dominio arcilloso con intercalaciones de horizontes de arenas y areniscas. Los intervalos productores se sitan en el Mioceno Medio y consisten de areniscas de cuarzo de grano fino, deleznables, con partculas subredondeadas, contenidas en matriz arcillo-calcrea. A partir de los estudios geoqumicos se ha podido establecer que los subsistemas generadores en esta rea son del Jursico Superior y Paleoceno-Eoceno. Durante la etapa de terminacin del pozo, se probaron cuatro intervalos que resultaron productores de gas seco. Estos intervalos quedaron definidos en dos yacimientos identificados como MM1 y MM2. No se ha registrado ningn contacto agua-gas, y con la interpretacin y evaluacin de los registros geofsicos, se calcul una porosidad promedio de 17 por ciento y 38 por ciento de saturacin de agua, promedio (figura 4.45). El volumen original 3P de gas natural es de 67.8 miles de millones de pies cbicos, en tanto las reservas ori70

ginales 1P 2P y 3P estimadas son de 35.3, 47.1 y 47.1 , miles de millones de pies cbicos de gas, respectivamente. Cuencas del Sureste Durante el ao 2003 se descubrieron yacimientos de aceite ligero en rocas carbonatadas de Mesozoico del campo Malva, y aceite ligero y gas seco en siliciclsticos del Terciario con la perforacin de los pozos Rasha-1, Shishito-1, Guaricho-1, Gubicha-1, y Viche1, reactivndose de esta manera esta cuenca, y confirmndose el enorme reto y potencial exploratorio para los aos que siguen. Shishito-1 Ubicado administrativamente en el Activo Integral Macuspana de la Regin Sur, el pozo se localiza a 36 kilmetros al Sureste de la Ciudad de Villahermosa, Tabasco, figura 4.46. Cubre un rea de 2.7 kilmetros cuadrados y actualmente cuenta con dos pozos pro-

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

N O S E

Golfo de MxicoXicalango

Ciudad del Carmen

FronteraEspadaal Narvez Laguna Alegre Trompo

Nuevos Lirios Boca del Toro

San Romn Usumacinta Almendro Tasajero Tamult Hormiguero Ojillal Chinal Cantemoc Zaragoza Cobo Mangar

Campeche

Chilapilla-Jos Colomo

Bitzal Guiro Guanal Jimbal Acach Tepetitn

VillahermosaCafeto Vernet Morales Fortuna Nal. Cd. Pemex Sarlat

Shishito-1Macuspana

Acahual

Macuspana Tabasco

Medelln

Chiapas

0

20 Km

Figura 4.46 El pozo Shishito se ubica administrativamente en el Activo Integral Macuspana de la Regin Sur, en la Provincia geolgica Cuencas Terciarias del Sureste.Shisito-3 Shisito-2 Shisito-1 Shisito-4

1300

1400

1500

Pozo productor de aceite1600

Pozo en perforacin Localizacin

Figura 4.47 Correlacin de pozos de las arenas productoras a lo largo de la estructura de forma anticlinal simtrico, pertenecientes al campo Shishito.

71

Descubrimientos

Shishito-1

Fortuna Nacional 6 11A

500

1000

Profundidad (m)

1500

2000

2500

Figura 4.48 Seccin ssmica del pozo Shishito-1. Las trampas de tipo estratigrfico tienen una fuerte componente estructural.

ductores perforados. Se identificaron siete arenas que incorporan reservas dentro de la secuencia sedimentaria denominada formacin Zargazal del Negeno. El pozo se perfor en una estructura de forma anticlinal simtrico, seccionada en su nariz Noroeste por una falla normal. Su eje principal est orientado de Noroeste a Sureste y en su flanco Suroeste est afectado por una falla inversa, figura 4.47. Presenta cierre normal por buzamiento estructural y cierre estratigrfico por acuamiento de las arenas. Las trampas, como se puede observar en la figura 4.48, tienen una componente principalmente estructural, en tanto la roca sello est constituida por cuerpos de lutita plstica en donde se intercalan los cuerpos de arena, formando paquetes permeables que estn confinados por cuerpos impermeables de lutitas. La columna estratigrfica est constituida por una gruesa secuencia de sedimentos arcillo-arenosos de edad del Pleistoceno al Plioceno Inferior, de ambientes fluvio-deltaicos y de plataforma terrgena interna. Los cuerpos de arena son de grano fino a medio, ligeramente arcillosa y con buena clasificacin. La roca 72

generadora de la mayora de los campos del Terciario de la subcuenca de Macuspana, fueron las arcillas con contenido orgnico del Negeno, fundamentalmente las del Mioceno. Todos los yacimientos se encuentran en la formacin Zargazal del Terciario. Las arenas tienen una porosidad promedio de 26 por ciento y saturacin de agua de 25 por ciento, con un espesor promedio de 9 metros. El pozo identific e incorpor nuevas reservas a travs de la realizacin de pruebas de produccin, produciendo ms de 1,300 barriles de petrleo crudo por da, y hasta 11 millones de pies cbicos de gas seco. En la figura 4.49 se observan los registros geofsicos interpretados mostrando la ubicacin de las pruebas de produccin realizadas y los valores petrofsicos calculados. El volumen original 3P de aceite es 158.2 millones de barriles, en tanto las reservas originales de petrleo crudo equivalente 1P, 2P y 3P estimadas son de 21.2, 42.1 y 42.1 millones de barriles, respectivamente.

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

Figura 4.49 Registros geofsicos interpretados mostrando la ubicacin de las pruebas de produccin realizadas y los valores petrofsicos calculados.

N O S C. CUATAJAPA C. JUJO-TECO C. JACINTO C. ROSARIO E

H. CrdenasC. EDEN C. JOLOTE C. TEPEYIL

Villahermosa

C. PIGUA

Cd. PemexC. CHILAPILLA C. CAFETO C. J. COLOMO C. GUIRO C.GUANAL C. VERNET

C. A. PRIETO

C. PAREDON C. PLATANAL COMPLEJO A.J.BERMUDEZ

C. NISPERO C. CACTUS Macuspana C. MORALES C. RIO NUEVO C. DORADO C. JIMBAL C. JUSPI C. ACAHUAL C. ACACHU C.A. ZANAPA C. C. SITIO GRANDE TEPATE C. TEPETITAN C. FORTUNA NAL. C. SARLAT C. C. LOPEZ C. TAPIJULAPA C. FENIX C. AGAVE C. MEDELLIN TRIUNFO-3 C. MUNDO NUEVO C. ARTESA C. SABANCUY C. COMOAPA C. IRIS C. GIRALDAS C. TOPEN ACUYO C. C. CARMITO C. SUNUAPA C. GAUCHO C. SECADERO

Teapa

Palenque

C. COPANO C. CHIAPAS C. CHIRIMOYO C. CHINTUL

C. MUSPAC C. CATEDRAL

Proyecto Simojovel

Sierra de Chiapas

Malva-201

0

20 km

Figura 4.50 El pozo Malva-201, se localiza a 48 kilmetros al Suroeste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco.

73

Descubrimientos

N O S E

26

94

Malva-201

0

1

2

3

4

5 km

Figura 4.51 Configuracin estructural del pozo Malva-201. Se muestra una estructura de tipo homoclinal con cierre contra las fallas normal e inversa.

Malva-201 El pozo se localiza a 48 kilmetros al Suroeste de la Ciudad de Villahermosa, Tabasco, figura 4.50. Su objetivo se cumpli al resultar productor de aceite ligero de 35 grados API en rocas carbonatadas del Cretcico Superior. Como puede ser observado en la figura 4.51, el pozo se perfor en una estructura sensiblemente homoclinal, afectada por una falla normal en su porcin Sur, con cada al Sureste y otra falla inversa en su porcin Noreste. En la figura 4.51 se observa la configuracin estructural de la cima del Cretcico Superior, en donde las fallas se intersectan y conforman un bloque en donde se aloja la trampa de tipo estructural. Las rocas carbonatadas se encuentran cubiertas por una secuencia de sedimentos arcillosos compactos del Paleoceno que funcionan como un sello que impide la migracin vertical de los hidrocarburos. La columna estratigrfica est constituida por una gruesa secuencia de sedimentos que van del Cretcico 74

Medio al Reciente, que aflora. El Terciario se compone de sedimentos arcillo-arenosos que van del Paleoceno Inferior al Mioceno, que sobreyacen a las rocas carbonatadas del Cretcico Superior de ambiente de plataforma carbonatada en facies lagunares. Las rocas impregnadas con aceite ligero se concentran en el Cretcico Superior. Como la mayora de los campos mesozoicos del rea Chiapas-Tabasco, las principales rocas generadoras de los hidrocarburos fueron las lutitas bituminosas y calizas arcillosas, con alto contenido de materia orgnica depositadas durante el Jursico Superior Tithoniano. El yacimiento de aceite ligero en las rocas carbonatadas del Cretcico Superior se compone de varios cuerpos aparentemente tabulares, porosos, intercalados con cuerpos compactos, ubicados en la parte alta de la columna estratigrfica del Cretcico. Estos cuerpos tienen una porosidad promedio de 5 por ciento y saturacin de agua promedio de 33 por ciento. El espesor neto del cuerpo productor es de

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

2796 2805

Productor Aceite Qo=726 bpd Qg=1.1 mpcd Est. 28/64

Figura 4.52 Registros geofsicos interpretados, mostrando la ubicacin de la prueba de produccin realizada y los valores petrofsicos calculados.

N O S E

Golfo de Mxico

Tizn

Chopo

Naranja-1

Ampliacin Gualas Gualas

Canela0 10 20 30 km

Figura 4.53 El pozo Naranja-1 se localiza 38 kilmetros al Suroeste de la ciudad de Frontera, Tabasco.

75

Descubrimientos

27 metros y la profundidad promedio del yacimiento se encuentra a 2,642 metros bajo nivel del mar. Se prob el intervalo asociado a las rocas carbonatadas del Cretcico Superior, y aport ms de 700 barriles diarios de aceite y ms de un milln de pies cbicos diarios de gas. En la figura 4.52 se observa el registro geofsico interpretado, sealando la prueba de produccin realizada y los valores petrofsicos calculados. El volumen original 3P de aceite es 15.4 millones de barriles, en tanto las reservas originales de petrleo crudo equivalente en las categoras 1P 2P y 3P , estimadas son 5.9 millones de barriles en todos los casos.

Naranja-1 El pozo se localiza a 38 kilmetros al Suroeste de la Ciudad de Frontera, Tabasco, y tuvo como objetivo comprobar la existencia de hidrocarburos en los llamados bloques V y VI al Noreste del campo Sen, figura 4.53. El resultado fue la identificacin de aceite voltil en rocas carbonatadas del Cretcico Medio y Superior, con una densidad de 40 grados API. La estructura corresponde a un anticlinal angosto, originada por tectnica de compresin, orientado de Noroeste a Sureste, limitada al Norte y Sur por fallas inversas, y se encuentra dividida en bloques por la presencia de fallas normales transversales, figura 4.54.N

Bloque V I

O S

E

Bloque V

Pozo Naranja-1

0

1

2

3 km

Figura 4.54 Configuracin estructural del Campo Sen, observndose la compartamentalizacin por fallas normales. Hacia el Norte se encuentra la extensin de la estructura en que se ubica el pozo Naranja-1.

76

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

Porosidad Efectiva 15 % 10% 5% 0

5150

Productor5170

Qo= 3228 bpd Qg= 9.70 mpcd Qw=405 bpd RGA=535 m3/m3 Est. 1/2 Pwf= 529 kg/cm2 T= 151C

5200

Figura 4.55 Registros geofsicos interpretados del pozo Naranja-1, saalando el intervalo productor con el registro de imgenes.

La columna geolgica atravesada va del Cretcico al Plio-Pleistoceno. La zona productora corresponde a las rocas carbonatadas compactas y fracturadas que se desarrollaron en ambiente de plataforma externa. Esta secuencia carbonatada se encuentra subyaciendo a una gruesa secuencia de sedimentos arcillo-arenosos que va del Paleoceno Inferior al Reciente. Las principales rocas generadoras de los hidrocarburos fueron las lutitas bituminosas y calizas arcillosas con alto contenido de materia orgnica depositadas durante el Jursico Superior Tithoniano. El yacimiento de aceite voltil comprende rocas carbonatadas del Cretcico Medio y Superior, con una porosidad promedio de 5 por ciento y saturacin de agua promedio de 18 por ciento. En la figura 4.55 se puede observar los registros geofsicos interpretados mostrando las caractersticas petrofsicas del yacimiento. Su espesor neto es de 169 metros y la profundidad promedio del yacimiento se ha establecido a 4,780 metros bajo nivel del mar. El volumen original 3P de aceite es 511.0 millones de barriles, en tanto las reserva original de petrleo cru-

do equivalente 3P estimada es 36.0 millones de barriles. La reserva fue clasificada como posible por no contar con informacin ssmica y geolgica altamente resolutiva.

4.4 Trayectoria histrica de los descubrimientos El cuadro 4.4 muestra los volmenes de reservas 1P , 2P y 3P provenientes de descubrimientos en el perio, do de 2000 a 2003, por cuenca, para aceite, gas natural y petrleo crudo equivalente. Estas magnitudes corresponden a los volmenes descubiertos en cada uno de estos aos, y como es normal, se reportan al 1 de enero del ao siguiente. A manera de comparacin, los descubrimientos en los dos ltimos aos con respecto a los ocurridos en 2001, son mayores en 183.6 por ciento considerando el volumen descubierto en 2002 y 228.6 en 2003, lo cual refleja un mayor dinamismo en las tareas de exploracin y perforacin que se extienden por ejemplo, hacia cuencas anteriormente consideradas como marginales, como es el caso de la Cuenca de Sabinas. 77

Descubrimientos Cuadro 4.4 Volmenes de reservas descubiertas en el periodo 2000-2003.1P Ao Cuenca 2 0 0 0 To t a l Burgos Sureste Tampico-Misantla Veracruz 2 0 0 1 To t a l Burgos Sureste Tampico-Misantla Veracruz 2 0 0 2 To t a l Burgos Sureste Tampico-Misantla Veracruz 2 0 0 3 To t a l Burgos Sabinas Sureste Tampico-Misantla Veracruz Aceite Gas natural Total mmb mmmpc mmbpce 15.5 0.0 15.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 44.2 0.0 43.7 0.0 0.4 76.1 0.8 0.0 64.7 10.6 0.0 54.9 31.0 20.1 3.7 0.2 101.9 66.8 21.2 0.0 13.9 393.2 45.2 156.1 131.4 60.5 372.7 67.7 15.0 110.6 8.5 170.9 26.4 6.0 20.4 0.0 0.0 20.4 13.4 4.1 0.0 2.9 124.8 9.1 77.9 25.3 12.6 151.7 15.1 2.9 88.8 12.1 32.8 Aceite mmb 85.6 0.0 85.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 107.9 0.0 107.5 0.0 0.4 246.7 1.5 0.0 217.1 28.1 0.0 2P Gas natural Total mmmpc mmbpce 294.0 207.4 68.1 3.7 14.8 282.5 240.5 21.2 0.0 20.7 1,161.7 165.7 525.0 410.5 60.5 887.4 348.2 47.4 258.2 21.1 212.4 145.0 40.0 102.1 0.0 2.8 56.2 47.8 4.1 0.0 4.2 342.4 32.9 218.0 78.9 12.6 435.4 78.3 9.1 275.3 31.9 40.8 Aceite mmb 157.7 0.0 157.7 0.0 0.0 0.9 0.0 0.0 0.9 0.0 143.7 0.0 136.4 0.0 7.2 380.3 8.2 0.0 291.3 80.8 0.0 3P Gas natural Total mmmpc mmbpce 781.5 643.5 102.9 3.7 31.4 1,094.4 558.2 40.5 0.0 495.6 2,348.6 430.9 1,034.4 800.6 82.7 1,529.0 705.4 150.0 389.9 59.1 224.6 313.4 124.5 182.8 0.0 6.0 215.7 111.3 7.8 0.9 95.7 611.8 85.9 347.5 153.9 24.5 708.8 164.8 28.8 380.6 91.4 43.1

Si los descubrimientos son analizados por el tipo de fluido encontrado en los yacimientos, por ejemplo aceite a nivel 1P se observa que las magnitudes de las re, servas descubiertas a travs de los cuatro aos mencionados en el cuadro 4.4 y con excepcin del ao 2001, han ido incrementndose. Sin embargo, los mayores volmenes continan localizndose en las Cuencas del Sureste. En las reservas 2P y 3P tambin se mantiene , una trayectoria creciente de descubrimientos, reflejo indudablemente de las inversiones ejercidas. Tambin, se observa que con la excepcin de 2001 cuando la mayora de los descubrimientos fueron de gas no asociado, los otros aos muestran una diversificacin exploratoria hacia aceite ligero y gas no asociado. En cuanto al gas natural, la tendencia de los descubrimientos confirma volmenes crecientes de gas natural. A nivel 1P la trayectoria es absolutamente incre, mental, siendo el ao 2002 el que domina en magni78

tud de incorporaciones de gas natural con 393.2 miles de millones de pies cbicos. A nivel total y durante cuatro aos, las Cuencas del Sureste participan con los volmenes ms importantes, a excepcin del ao 2003, en que la Cuenca de Veracruz rebasa las incorporaciones con 170.9 miles de millones de pies cbicos, o 45.8 por ciento a nivel nacional. En 2P la pre, sencia de la Cuenca de Burgos es mayormente significativa, y es en los aos 2000, 2001 y 2003 en donde comparado con el nivel nacional participa con 70.5, 85.1 y 39.2 por ciento, respectivamente. Para la reserva 3P de gas natural, con excepcin del ao 2002, la Cuenca de Burgos sigue presentando la mayor incorporacin de este fluido. Asimismo, en el ltimo ao se aprecia la contribucin de la Cuenca de Sabinas, con una participacin en el total de 9.8 por ciento. La evolucin de la reserva 1P y 2P en petrleo crudo equivalente de los cuatro aos, muestra que existen

Las reservas de hidrocarburos de Mxico

porcentaje

elementos como las delimitaciones, las revisiones y los desarrollos. Por otro lado, la decisin de emplear en el numerador la reserva 1P 2P o 3P es funcin del tipo de indi, , cador que se desea estimar. Por ejemplo, si en el numerador se elige la reserva 1P se observa el futuro , inmediato y no se considera el crecimiento de esta reserva en el tiempo a travs de la reclasificacin de reserva probable y posible a probada, producto de la actividad de delimitacin y de desarrollo. En cambio si se utiliza la reserva 3P se consideran estos factores , que seguramente se darn en el tiempo. Desde luego que puede haber delimitaciones, revisiones y desarrollos negativos, que pueden ser compensados a travs de estos mismos factores cuando stos sean positivos. De acuerdo a lo anterior, la tasa de reposicin es un indicador que presenta variantes en su uso y aplicacin. El emplear 1P 2P o 3P depender del objetivo a , evaluar, as como si se incluyen en el numerador de esta relacin otros elementos como las delimitaciones, las revisiones o los desarrollos, los resultados sern diferentes y la actividad a juzgar ser diferente tambin. De la misma manera, dado su carcter puntual, esta misma definicin puede ser ampliada para incluir un periodo de tiempo mayor a un ao. El argumento es que los descubrimientos son puntuales, pero la actividad exploratoria, o de desarrollo, es de largo plazo. As, dependiendo de la actividad que se desee evaluar, esta definicin u otras, son necesarias para entender el futuro de una empresa petrolera.

44.7 40.6

3P

21.3 9.9 14.4 1.4 3.8

22.7 8.3

27.4

2P

1.8

9.6

1P

2000

2001

2002

2003

Figura 4.56 Trayectoria de la tasa de reposicin para las reservas 1P 2P y 3P , .

cambios notables en la participacin de las cuencas, confirmando a las Cuencas del Sureste como la de mayor contribucin, destacando principalmente en los aos 2000 y 2003. Es tambin relevante la participacin de la Cuenca de Burgos en todos los aos, explicando para el ao 2003, 18.0 por ciento de la reserva 2P descubierta a nivel nacional. Similar situacin ocurre a nivel de reserva 3P donde las Cuencas del Su, reste dominan con 56.3 y 53.7 por ciento del total de reservas descubiertas en los aos 2002 y 2003, respectivamente. Por otro lado, la figura 4.56, indica la trayectoria de la tasa de reposicin de reservas para el mismo periodo. Aqu conviene indicar que esta tasa de reposicin de reservas corresponde al cociente resultado de dividir la reserva descubierta en un periodo, que puede ser 1P 2P o 3P entre la produccin correspondiente , , al mismo periodo. Desde luego, que esta definicin as como est, es restrictiva pues no considera otros

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