1

RESUMEN. El Área Chiapas-Tabasco fue descubierta en 1972 con la perforación de los pozos Cactus-1 y Sitio Grande-1. El área representa la mayor riqueza petrolera del SE de México. La reserva original es de 15 838 mmbpce y la remanente es 4 649 mmbpce. Se ubica en los estados de Chiapas y Tabasco, cubre una superficie de 23 400 km2. Geológicamente se localiza en la provincia del Cinturón Plegado de Reforma-Akal. Limita con la Subcuenca de Comalcalco al NW, con la Sierra de Chiapas al Sur, con la Subcuenca de Macuspana al E y con el Golfo de México al N. El área presenta dos principales estilos de deformación: el más antiguo relacionado a esfuerzos de compresión y otro, más joven, asociado a extensión. Los Plays más importantes son el Kimmeridgiano con una reserva original de 3 225 mmbpce, el KI Fracturas con 2 952 mmbpce, el KM Carbonatos de Plataforma y KM Dolomías con reserva original de 7 031 mmbpce y el KS Brecha Calcárea, con 2 054 mmbpce. La roca generadora es el Tithoniano. En los últimos cinco años la adquisición sísmica tridimensional ocupó un lugar privilegiado en las estrategias de exploración y producción en la Región Sur, con esta nueva información, la interpretación geológica–geofísica de estos nuevos datos, ha permitido actualizar los modelos estructurales-estratigráficos de los campos y consecuentemente se han descubierto, grandes oportunidades de extensión y bloques adyacentes. Con base a la cartera de localizaciones, la estrategia de IR está proponiendo cuatro áreas,

de alto valor económico y de alta probabilidad geológica:

1.- Jujo–Tecominoacán. 2.- Juspi–Giraldas. 3.- Saramako–Polvillo. 4.- Agave.

El conocimiento del play, del tipo de hidrocarburo, del diseño de los pozos, de infraestructura petrolera cercana y disponible, y de la productividad que ofrecerían los pozos, son elementos que hace que estos proyectos resulten altamente rentables y consecuentemente atractivos para su inversión. INTRODUCCIÓN. La reciente estrategia de adquisición sísmica 3D llevada acabo en los últimos años en la Región Sur, esta teniendo importantes resultados, tanto para exploración como a producción. En el área del presente trabajo, la nueva información sísmica cubre una superficie aproximada de 1,617 km2. Las interpretaciones que se vienen realizando ya están dando sus frutos, se están detectando importantes oportunidades en áreas que se consideran maduras, tal es el caso de algunos campos que han estado en producción durante muchos años, pero gracias a la imagen sísmica tridimensional, se han podido detectar extensiones de estos yacimientos así como bloques adyacentes, por otro lado este escenario resulta bastante atractivo para una rápida inversión con muchas posibilidades de obtener excelentes resultados en la incorporación de reservas y consecuentemente una pronta producción, debido a que la infraestructura petrolera esta en los mismo campos y disponible.

POSIBILIDADES DE EXTENSIÓN EN LOS CAMPOS DEL ÁREA CHIAPAS - TABASCO

Hugo Leonardo Martínez Kemp, hmartinezk@pep.pemex.com

Activo Regional de Exploración Región Sur

Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México. El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.

2

Por lo anterior se están proponiendo cuatro áreas con muchas posibilidades en la incorporación de reservas y una pronta producción. ÁREA CHIAPAS-TABASCO. En el sureste de México, Fig.1, se localiza el Área Chiapas-Tabasco que fue descubierta en 1972 con la perforación de los pozos Cactus-1 y Sitio Grande-1, productores en rocas del Cretácico Superior y del Cretácico Medio, respectivamente. El área representa la mayor riqueza petrolera del SE de México, por la calidad de su hidrocarburo y por los campos gigantes que en ella se han descubierto. La reserva original del área es de 15 838 mmbpce y la remanente es de 4 649 mmbpce. Los principales Plays son: JS Kimmer Oolitas con reserva original de 3 225 mmbpce, KI Fracturas con 2 952 mmbpce, KM Carbonatos de Plataforma y KM Dolomías con reserva original entre los dos de 7 031 mmbpce y KS Brecha Calcárea, con 2 054 mmbpce. Fig.1 El SE de México mostrando el área Chiapas-Tabasco. UBICACIÓN. El Área Chiapas-Tabasco, se ubica en los estados de Chiapas y Tabasco, cubre una superficie de 23 400 km2. Fisiográficamente constituye la planicie aluvial de la Sierra de Chiapas, y geológicamente el Cinturón Plegado Reforma – Akal en su porción

central-norte, al oriente se ubica la Subcuenca de Macuspana al Este-noreste la de Comalcalco, con la Sierra de Chiapas al Sur y al Norte con el Golfo de México. Fig.2. Fig.2 Principales Cuencas Terciarias del SE de México, sobreyacen discordantemente al Mesozoico. ESTRATIGRAFÍA DEL ÁREA. La apertura del Golfo de México y la zona de subducción de la Placa de Cocos y del Caribe; han interactuado y regido los principales eventos tectónico-sedimentarios que han controlaron la estratigrafía del sureste de México. El basamento propuesto para el área se define como un elemento de composición granítica, y que aflora al sur del área, se conoce como Macizo granítico de Chiapas, su edad es del Permo– Carbonífero. El primer registro de sedimentación es en el Calloviano, se presentan las primeras invasiones marinas en el área, se desarrollan depósitos evaporíticos principalmente en las zonas de medios grabens. Estos depósitos salinos tienen gran desarrollo en el Golfo de México. El Oxfordiano se caracteriza por depósitos restringidos, constituidos por mudstone de color negro, con presencia de pirita framboidal indicativa de condiciones anóxicas, que paulatinamente evolucionan a una plataforma interna más oxigenada, en medios ambientes de intermarea y supramarea, los sedimentos se caracterizan por mostrar secuencias evaporíticas con intercalaciones de carpetas de algas, asociadas con anhidrita de tipo Chicken wire y nodular.

LAG. REDONDA

o199

Sierra de Chiapas

Cuenca SalinaDel Istmo

PILAR DE AKAL

Cuencas del Sureste

MMEESSOOZZOOIICCOO

Golfo de México

Complejo Ígneo Metamórfico de Chiapas

SubcuencaMacuspana Plataforma

De Yucatán

Subcuenca

Comalcalco

3

Durante el Kimmeridgiano, en el área predominan condiciones de plataforma carbonatada con desarrollos de bancos oolíticos, caracterizados por la presencia de packestone y grainstone de pelets, oolitas, bioclastos e intraclastos, los procesos diagenéticos posteriores presentan la actual roca del Kimmeridgiano definida como una dolomía microcristalina, que hacia la cima intercala con un mudstone dolomitizado de color gris oscuro finamente laminado. Durante el Tithoniano se inundó la plataforma y se depositaron rocas de cuenca con fuerte aporte terrígeno, mudstone arcilloso, gris oscuro a negro, ligeramente dolomitizado con intercalaciones de lutitas calcáreas oscuras con radiolarios y saccocomas, estas condiciones continuaron hasta gran parte del Cretácico Inferior, durante este tiempo al sur del área, da inicio el desarrollo de una plataforma aislada, conocida como Artesa-Mundo Nuevo que prevaleció por lo menos hasta el Cretácico Superior, esta plataforma evoluciona al norte a facies de mar abierto depositándose principalmente calizas arcillosas, con bandas de pedernal y margosas. A finales del Cretácico Superior la plataforma es ahogada depositándose solo sedimentos de cuenca con importante aporte de terrígenos, estas condiciones prevalecieron hasta el fin del Cretácico. El Paleógeno es discordante con las rocas mesozoicas en gran parte del área, se caracteriza por depósitos turbidíticos en facies de plataforma externa. El Neógeno está en discordancia paralela y está representado por lutitas y limonitas. Durante el Mioceno Medio ocurren depósitos de flujos turbidíticos donde se lleva a cabo el depósito de lutitas, areniscas y flujos conglomeráticos. Para el Plioceno se establecen sistemas progradacionales relacionados a un sistema fluviodeltáico. MARCO TECTÓNICO. La apertura y expansión del Golfo de México durante el Jurásico Medio-Superior marca el inicio del tectonismo del área. El primer gran evento tiene lugar a finales del período Cretácico, debido a que el bloque Chortis, durante su desplazamiento en dirección NE a través del sistema de fallas transcurrentes Motagua-Polochic-Jocotán, choca contra la Placa de Norteamérica, originando fuertes esfuerzos compresivos, este evento da como resultado los

primeros altos estructurales del SE de México y cambia drásticamente el régimen sedimentario de carbonatos a terrígenos. En el Eoceno Medio- Tabla.1 Columna estratigráfica del área Chiapas-Tabasco. Oligoceno Tardío, se da otro fuerte empuje entre dichas placas provocando una estructuración suave y de bajo relieve estructural. Durante el Mioceno Medio hasta el Plioceno Temprano tiene lugar el evento compresivo de mayor magnitud en el área, el Chiapaneco, el cual es el responsable de delinear la mayoría de las estructuras de la región y corresponde a la fase principal de compresión de la Sierra de Chiapas. Durante el Plioceno-Pleistoceno, al término de la fase compresiva cuando Chortis dejo de ejercer

Época Period. Era

Edad Geológica NW SE RA

RS

RG

I

M

S

J U R A S I C O

I

M

S

C R E T Á C I C O

M E S O Z O I C O

I

S

P A L E O

I

M

S E O C

I

M

S O L I G

I

M

S M I O C

Plioceno

T E R C I A R I O

Pleistoceno

Holoceno Q

C E N O Z O I C O

4

presión contra Norteamérica, se originó una etapa extensiva que dio como resultado el inicio del relleno de siliciclásticos en las Subcuencas de Macuspana y Comalcalco. Las estructuras compresivas conforman un cinturón de pliegues y cabalgaduras orientadas NW-SE, el cual se extiende desde el sur, en la Sierra de Chiapas, hasta el norte mar adentro. Las estructuras son de empuje y de transferencia, con un nivel de despegue sobre las evaporitas y calizas del Jurásico Superior, Fig.3. Fig.3 Principales rasgos tectónicos del Mesozoico. Las estructuras del Neógeno están orientan NE-SW y están relacionadas con el evento extensional, que es el más joven, favorecido por los sistemas de fallas lístricas y roll-overs, que son comunes a evacuación de sal y lutitas. SISTEMA PETROLERO. Los principales sistemas generadores del área son el Tithoniano y el Cretácico Inferior, aunque este último su área de acción es muy restringida. El Tithoniano es el mas importante, son calizas arcillosas depositadas en una cuenca carbonatada anóxica de alto contenido orgánico, de un Kerógeno de tipo II cuya generación principal es de hidrocarburos líquidos, actualmente está madura. El Cretácico Inferior se caracteriza por sedimentos calcáreo-evaporíticos asociada a condiciones hipersalinas y solo se ha identificado en la porción sur de la Plataforma Artesa-Mundo Nuevo hacia la Sierra de Chiapas. En el reciente estudio de los Plays Terciarios, realizado en el pasado Activo de Exploración Reforma-Comalcalco, se realizo el último modelado geoquímico en el área Chiapas

Tabasco, el cual dio como resultado la definición de cinco grandes focos de generación, Fig.4, de los cuales uno de ellos, que se localiza en la porción occidental del área, es de los más productivos, ha cargado a los grandes campos del área Chiapas-Tabasco. Fig.4 Principales focos de generación del sistema Tithoniano. SÍSMICA 3D Durante los últimos cinco años la inversión hacia la adquisición sísmica tridimensional fue una de estrategias más favorecidas, tanto en el área de exploración como en la de producción, Fig.5, su objetivo fue el de conocer con mayor precisión el subsuelo del área Chiapas–Tabasco, los resultados han sido muy favorables, en muchos de los campos ya conocidos y que actualmente se encuentran en explotación, la actualización de los modelos tectónicos-estructurales, han dado como resultado detectar extensiones de las áreas en algunos yacimientos que se encuentran en explotación, además se han identificado bloques adyacentes a los campos y también se han reconocido nuevos prospectos exploratorios. Fig.5 Áreas de los cubos sísmicos recientemente adquiridos.

Kilómetros10 2 30

CINTURÓN PLEGADO (sepultado)

REFORMA- AKAL

CINTURÓN PLEGADO SIERRA DE CHIAPAS

Cinturón Plegado Sierra de Chiapas

Cabalgado de Canela

CINTURÓN PLEGADO (sepultado)REFORMA- AKAL

Rutas de Migración en el Mesozoico

Migración asociada a fallas normales Neógenas

Focos de Generación

C.Productor de Gas

C.Productor de Aceite

Cinturón Plegado Sepultado

Reforma-Akal

Crimea

Agave

Juspi-A.Zanapa Jujo

Caletón

Giraldas Secadero

Pigua

5

Por lo anterior es muy importante el replantear las estrategias de incorporación de reservas tomando como base los modelos geológicos actualizados. DEFINICIÓN DE LAS ÁREAS. Como resultado de los estudios de generación de localizaciones realizados en el Proyecto Reforma durante los últimos cinco años, y con el apoyo del estudio de Plays del Activo Reforma-Comalcalco, se ha conformado una sólida cartera de localizaciones exploratorias, esto ha permitido diseñar varios escenarios en cuanto a su estrategia de perforación exploratoria, uno de estos es el que se propone en este trabajo, los principales elementos de análisis para la propuesta son:

• Prospectos de un mismo Play. • Plays de bajo riesgo y de alta

productividad. • Infraestructura petrolera cercana

disponible. • Certidumbre en el diseño de los pozos por

conocimiento del subsuelo • Certidumbre del tipo de hidrocarburo a

incorporar. ÁREAS PROSPECTIVAS. Las áreas, Fig.6, que cumplen con estas expectativas son:

1. Área Jujo-Tecominoacán. 2. Área Juspi-Giraldas. 3. Área Saramako-Polvillo. 4. Área Agave.

Fig.6 Áreas más importante para la incorporación de reserva, en color verde pálido, se muestran las áreas de Evaluación del Potencial de la Región Sur.

ÁREA 1, JUJO-TECOMINOACÁN. En esta área se localizan varios de los campos mesozoicos más importantes en la Región Sur, sobresalen por su producción y reserva remante, cuentan con una importante infraestructura petrolera con capacidad suficiente para nuevas producciones; los principales campos son: Jujo-Tecominoacán, Jacinto y Paredón. Fig.7 Fig.7 Área 1, Jujo-Tecominoacán. La distribución de las localizaciones demuestran claramente las oportunidades de extensión de los campos. Los Plays productores son: el Kimmeridgiano que está conformado por dolomías fracturadas, la roca original corresponde a un packstone de peloides originados en un ambiente de plataforma mientras que las fracturas son el resultado de varias etapas de intenso tectonismo. El Play Tithoniano está constituido por microdolomías que originalmente fueron calizas de cuenca, el fracturamiento que presentan es menor al del Kimmeridgiano sin embargo su permeabilidad es muy buena. Finalmente el Play Cretácico Inferior presenta dolomías cristalinas brechadas, la roca original corresponde a un mudstone que varia a wackestone de planctónicos, también hay pedernal, el fracturamiento es intenso a lo largo de toda su columna. En esta área la productividad original del mejor pozo por campo varía entre los 1,143 y los 19,454 Bls/d. PROSPECTOS EXPLORATORIOS. En esta área se cuenta con 7 localizaciones exploratoria aprobadas. Tabla.2.

N

SW E

Kilómetros3

CARDENAS VILLAHERMOSA

Solosuchil-Caletón

Cabalgado de Canela Cuichapa

(Plays Sub-salinos)

TEAPA

HUIMANGUILLO

SIERRA DE CHIAPAS

3 2 4

A

B

C

D 1

C. TECOMINOACAN C. JACINTO

HUIMANGUILLO

C. JUJO

Tenek-1

Camale-1

Kayeb-1

Izcalli-1

C. PAREDON

Cuahutli-1 C. TEPEYIL

Uayum-1

Quicham-1

Jicacal-1

6

Tabla.2 Localizaciones del área Jujo-Teco. Las localizaciones, Quicham-1, Fig.8 y Uayúm-1, Fig.9 son extensiones de los campos Tepeyil y Jacinto, respectivamente, Camale-1, Fig.10, Izcalli-1, Fig.11 y Kayeb-1, Fig.12, son bloques adyacentes del campo Paredón, Cuahutli-1 es de desarrollo del Campo Paredón. Fig.8 Loc. Quicham-1, bloque contra domo de sal. Fig.9 Loc. Uayúm-1 la correlación con el Campo Jacinto es muy clara.

La localización Tenek-1 es un prospecto de Evaluación del Potencial, corresponde a un bloque cabalgado por abajo del Campo Tecominoacán. Fig.10 Loc. Camale-1, bloque adyacente al Campo Paredón, separado por una intrusión salina. Fig.11 Loc. Izcalli bloque adyacente al Campo Jacinto, su cierre es contra domo de sal. Fig.12 Loc. Kayeb-1, bloque contra domo de sal, la cercanía al Campo Jujo, hace confiable la certidumbre del Play.

42110 55 19 Camale-1

62 63 31 10 Cuahutli-1

55119 55 14 Izcalli-1

38 124 56 14 Kayeb-1

8460 28 8 Quicham-1

46191 84 18 Tenek-1

60 107 50 13 Uayum-1

Rango Pg 38-84

359

Pg %

Recurso Equiv. (mmbpce) P90 Pm P10

Localización

F-1

F-3 F-4

S A L

C.Jacinto W Loc.Izcalli-1 E

KS KI JST

F12 F14

F16 F-17

JSK SAL

F4

SELoc.Uayum-1 NW

C.Jacinto

Loc.Camale-1 P.Paredón-423

C.Jacinto

N

SAL

S

FF33 FF55

SAL

N Loc.Quicham-1

S A L

F-1

F-5

F-3 F-4

Loc.Kayeb-1

C.Jujo

7

La suma de recursos Pm de los prospectos es de 359 Mmbpce, los hidrocarburos a incorporar son principalmente de gas y condensado y aceite ligero. Son de bajo riesgo geológico, la Pg de los 7, fluctúa entre el 38 y el 84% de probabilidad. El principal riesgo es la calidad de la roca almacén y la eficiencia de las fallas como sellantes. ÁREA 2, JUSPI-GIRALDAS. En esta área, Fig.13, el principal nivel estratigráfico productor de hidrocarburos es el Cretácico Medio, el cuál abarca diversos medios ambientes de depósito dentro de un modelo de plataforma interna que evoluciona hasta una cuenca, dentro de este modelo encontramos varios Plays que son altamente productivos. Fig.13 Área 2 Juspi-Giralda. En relieve, se muestra la cima del Cretácico Medio, se observan algunos de los Campos y también las diferentes oportunidades exploratorias de esta área. Dentro de la Plataforma interna, el play se caracteriza por contener yacimientos con excelente porosidad primaria y alta permeabilidad son productores de gas y condensado (Campos: Giraldas y Copanó). Los Plays en el borde de la Plataforma presentan varios yacimientos importantes que producen en facies arrecifales y en calcarenitas. (Campos: Mundo Nuevo, Artesa e Iris). En la cuenca el Play productor se caracteriza por el intenso fracturamiento que muestra la roca almacén y que favorece significativamente a la permeabilidad de los yacimientos. En esta área la

productividad original del mejor pozo por campo varía entre los 1,570 y los 16,120 Bls/d. PROSPECTOS EXPLORATORIOS. En esta área se cuenta con 8 localizaciones exploratorias aprobadas. Tabla.3. Tabla.3 Localizaciones del área Juspi-Giraldas. Las localizaciones Mundo Nuevo-201, Fig.14, Artesa-101, Fig.15, explorarían la extensión de los campos Artesa y Mundo Nuevo respectivamente, Aguilera-201 es un bloque adyacente al Campo Sitio Grande. mientras que Juspi-101, Fig.16 y Zelandia-101, son bloques adyacentes al Campo Juspi. La localización Oxtitán-1, probaría la extensión del Play de borde de Plataforma que es productor en el Campo Iris, Chenká-1, Fig.17 investigaría la extensión del Play de Plataforma interna, productor en el Campo Giraldas, Fig.14 Loc. Mundo Nvo-201 es una extensión del Campo Mundo Nuevo. Se distingue claramente la continuidad del Campo hacia el occidente.

E Loc.Mundo Nvo.201

C.Mundo Nuevo

W

Sitio Grande

Mundo Nvo

Cactus

Foco de Generación

Del Tithoniano

651396013Caletón-101

525227 8Zelandia-101

38643312Chenká-1

Rango Pg38 – 65302

6568308Oxtitán-1

52653716Mundo Nuevo-201

651506716Juspi-101

6059278Aguilera-201

5146227Artesa-101

Pg %Recurso (mmbpce)

P90 Pm P10Localización

651396013Caletón-101

525227 8Zelandia-101

38643312Chenká-1

Rango Pg38 – 65302

6568308Oxtitán-1

52653716Mundo Nuevo-201

651506716Juspi-101

6059278Aguilera-201

5146227Artesa-101

Pg %Recurso (mmbpce)

P90 Pm P10Localización

8

Fig.15 Loc.Artesa-101, es una extensión del Campo Artesa. Hacia la porción occidental de la Loc. Artesa-101 se observa el Campo Mundo Nuevo. Fig.16 Loc. Juspi-101, su correlación con el Campo Sitio Grande es confiable. La estructura está bien definida, este prospecto es uno de los de mejor definición estructural en el área. Fig.17 Loc. Chenká-1, es una extensión del Play Cretácico Medio de Plataforma interna, probado en el Campo Giraldas.

Finalmente la localización Caletón-101, Fig.18, exploraría el Play de Plataforma interna pero en su parte más alejada. La suma de Pm de estas localizaciones en el Área Juspi-Giraldas, es de 302 Mmbpce, la probabilidad geológica varía entre el 38 y el 65% de probabilidad, el principal riesgo es la calidad de la roca almacén. El tipo de hidrocarburos a incorporar son de gas y condensado. Fig.18 En relieve el KM de la Loc. Caletón-101, exploraría la extensión más lejana del Play en facies de Plataforma Interna, de la Plataforma Artesa Mundo Nuevo. ÁREA 3, SARAMAKO-POLVILLO. El área Saramako – Polvillo, Fig.19, a nivel del Mesozoico, es considerada como de Evaluación del Potencial, ya que pocos son los pozos exploratorios que se han perforado en esta área, y hasta la fecha no han podido establecer un flujo estabilizado de hidrocarburos. Fig.19 Área 3 Saramako-Polvillo

P.Crimea-1

P.Polvillo

Yubalkah

Muyil

Jaule

Diegueño

P.Lisboa-1

Saramako

P.Pueblo Nvo-2A

Loc.Juspi-101

Campo Sitio Grande

NE SW

CAMPO GIRALDAS

LOC. CHENKÁ-1

Loc.Artesa-101W E

CampoArtesa

CampoMundo Nuevo

Loc.Mundo N.201

Loc.Artesa-101W E

CampoArtesa

CampoMundo Nuevo

Loc.Mundo N.201Loc.Caletón-101

Oxtitán-1

Loc.Páramo-101

9

El último pozo exploratorio Polvillo-1, recientemente perforado, corto por primera vez en esta área los bancos ooliticos del Kimmeridgiano encontrando en ellos la presencia de hidrocarburos de una gravedad API de 610, no vista anteriormente en el área, lamentablemente el yacimiento no tuvo la presión suficiente; a nivel de la sísmica se observa que la trayectoria del pozo fue en un plano de falla que pudo haber estado actuando como sello. La estructura de Polvillo forma parte de un complejo de bloques superpuestos que definitivamente deben ser explorados. A nivel de terciario recientemente se hizo el descubrimiento del Campo Saramako cuyo Play se define como barras costeras a nivel del Plioceno Medio. El Campo Saramako es productor de Gas y condensado, es el primer campo que se descubre en el extremo SW de la Cuenca de Macuspana, las producciones son de 10 mmpcgd/pozo y de 600 Bls/d por pozo. PROSPECTOS EXPLORATORIOS. En esta área se cuenta con 4 localizaciones exploratorias aprobadas para el Terciario. Tabla.4 Tabla.4 Localizaciones Terciarias del área Saramako-Polvillo. Las localizaciones Yubalkah-1, Fig.20, y Diegueño-1, Fig.21, probarían la extensión del Play barras, productoras en el Campo Saramako. La localización Muyil-1 exploraría el Play hipotético de turbiditas distales en el Plioceno Medio mientras que Jaule-1 estaría explorando otro Play Hipotético en el Plioceno Inferior. Para el Mesozoico se tienen 4 prospectos con objetivos Jurásico-Cretácico todas de evaluación del Potencial. Tabla.5.

Tabla.5 Localizaciones Mesozoicas. Fig.20 Loc.Yubalkah-1, exploraría la extensión del Play del Campo Saramako, hacia la porción SE. Fig.21 Loc.Diegueño-1, probaría la continuidad de las barras, al NW del C.Saramako, muestra la mejor estructura a nivel del Plioceno. Fig.22 Loc.Muste-1, sus objetivos son explorar el Cretácico y Jurásico.

Loc.Yubalkah-1

P.LISBOA-1

E W Loc.Diegueño-1

Loc.Muste-1

3067356Polvillo-101

2394398M uste-1

5460277Zigua-1

2157257Tlahuasco-1

Rango Pg21 - 54

126

Pg %

Recurso (m m bpce)P90 Pm P10

Localización

3067356Polvillo-101

2394398M uste-1

5460277Zigua-1

2157257Tlahuasco-1

Rango Pg21 - 54

126

Pg %

Recurso (m m bpce)P90 Pm P10

Localización

6694398Diegueño-1

26108415Yubalkah-1

3262266Muyil-1

2831144Jaule-1

Rango Pg26 - 66

120

Pg %

Recurso (mmbpce)P90 Pm P10

Localización

6694398Diegueño-1

26108415Yubalkah-1

3262266Muyil-1

2831144Jaule-1

Rango Pg26 - 66

120

Pg %

Recurso (mmbpce)P90 Pm P10

Localización

10

Fig.23 Loc´s Polvillo-101 y Muste-1 La suma de Pm de las localizaciones Terciarias es de 120 Mmbpce, la probabilidad geológica varía entre el 26 y el 66% de probabilidad, el principal riesgo es encontrar la continuidad de las barras. El tipo de hidrocarburos a incorporar es gas y condensado. Para el Mesozoico la suma de Pm es de 126 Mmbpce, la probabilidad geológica varía entre el 21 y el 54% de probabilidad, el principal riesgo es encontrar condiciones favorables de yacimiento. ÁREA 4, AGAVE. En el área entre la Plataforma Artesa-Mundo Nuevo y Agave se observan características de un margen de plataforma retrogradante que funcionó durante el Cretácico Tardío y el Paleógeno. Durante el Paleógeno hubo un incremento en el nivel del mar que se combinó con una fase depositacional regresiva, durante este evento los escombros provenientes de la margen de plataforma fueron fragmentados y redepositados al norte, hacia la cuenca, sincrónicamente una falla lateral izquierda, orientada este–oeste, intersectó el margen de plataforma, fragmentándolo y generando material que fue redepositado hacia la cuenca. Grandes cañones que actuaron como conductos de los escombros, y que bordean la plataforma, en el extremo nororiental, fueron originados por este fallamiento lateral. A través de estos cañones también se deslizan por gravedad grandes bloques que podrían ser considerados como yacimientos. Los materiales del talud redepositados muestran depósitos proximales así como distales generando grandes acumulaciones de brechas sedimentarias.

El Campo Agave, Fig.24, representa un bloque que muestra en la sísmica, un nivel de despegue profundo, probablemente sobre el Jurásico. Este campo ha sido uno de los mejores yacimientos productores de gas y condensado de la región, el mejor pozo de este campo tuvo una producción inicial de hasta 9,250 Bls/ y 190 mmpcgd. Fig.24 Configuración del KS, al centro el Campo Agave y cercano a este, las diferentes oportunidades exploratorias. PROSPECTOS EXPLORATORIOS. En esta área se cuenta con 7 prospectos exploratorios. Tabla.6 Tabla.6 Localizaciones del área Agave.

Rango 35 – 50

50127 3 Dalia-1

50 10 6 3 Fresno-1

154

363318 7 Ámbar-1

335123 6 Ajac-1

505728 5 Manquize-1

50 55 30 12 Agave-1001

506942 22 Tapijulapa DL-1

Pg %Recurso (mmbpce) P90 Pm P10

Localización

P.Polvillo-1

Loc Muste-1

Saramako-3 Proy.

NW Loc Polvillo-101

A-223

A-87

Tapijulapa-1

A-36

Tapijulapa DL-1

Manquize-1

Agave-1001

Ámbar-1Dalia-1

11

La localización Tapijulapa-DL-1, Fig.25, buscaría delimitar al Campo Tapijulapa. Los prospectos Agave-1001, Fig.26, Ámbar-1, Fig.27, Fresno-1 y Dalia-1 corresponden a bloques adyacentes al Campo Agave. Fig.25 Loc Tapijulapa DL-1, en esta sección se puede observar claramente el desnivel estructural entre los campos Tapijulapa y Agave. Fig.26 Loc. Agave-1001, en esta sección aleatoria, muestra la buena correlación con el Campo Agave y el Pozo Tapijulapa-1. Fig.27 Loc.Ámbar-1 es un bloque adyacente al Campo Agave. Sus límites son por falla.

Las localizaciones Ajac-1 y Manquize-1 son bloque profundos, se encuentran cabalgados por el Campo Agave por fallamiento inverso, su exploración abriría grandes expectativas en esta área en la búsqueda de bloques profundos. La suma de Pm de estas localizaciones es de 154 Mmbpce, la probabilidad geológica varía entre el 35 y el 50% de probabilidad, el principal riesgo es la eficiencia de las fallas que funcionen como sellos laterales. El tipo de hidrocarburo a incorporar es de gas y condensado. CONCLUSIONES. La estrategia de adquisición sísmica tridimensional de los últimos años definitivamente representa un gran logro para la Región Sur, los beneficios obtenidos son importantes pero sin duda alguna los que están por llegar serán mucho mayores. Las recientes interpretaciones sísmico-estructural-estratigráfico del área Chiapas-Tabasco, demuestran el potencial remanente que todavía tienen los campos mesozoicos en esta área. Un resultado importante de estas interpretaciones es que se ha generado una cartera robusta de localizaciones exploratorias enfocadas principalmente a explorar la extensión de los campos y a nuevas estructuras cercanas a dichos campos. Cuatro son las áreas propuestas con muchas posibilidades de tener una pronta incorporación de reservas y consecuentemente una rápida puesta en producción. El Área 1 Jujo-Tecominoacán, presenta un recurso potencial en su Pm de 359 Mmbpce distribuido en 7 prospectos exploratorios, la Pg de estas localizaciones tiene un rango entre el 38 y el 84%, el tipo de hidrocarburo a incorporar varía de aceite ligero a gas y condensado. El Área 2 Juspi-Giraldas, presenta un recurso potencial en su Pm de 302 Mmbpce distribuido en 8 prospectos exploratorios, la Pg de estas localizaciones tiene un rango entre el 38 y el 65%, el tipo de hidrocarburo a incorporar varía de aceite ligero a gas y condensado.

CAMPO AGAVE

C.Tapijulapa

Tapijulapa DL-1

SE

Loc.Ámbar-1

Tapijulapa-1 Loc.Agave-1001

SE

Campo Agave

Agave-36

Loc.Fresno-1 Loc.Ámbar-1

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El Área 3 Saramako-Polvillo, presenta un recurso potencial en su Pm de 246 Mmbpce distribuido en 8 prospectos exploratorios, la Pg de estas localizaciones tiene un rango entre el 21 y el 66%, el tipo de hidrocarburo a incorporar es gas y condensado. El Área 4 Agave, presenta un recurso potencial en su Pm de 154 Mmbpce distribuido en 7 prospectos exploratorios, la Pg de estas localizaciones tiene un rango entre el 35 y el 50%, el tipo de hidrocarburo a incorporar es gas y condensado. Las características más importantes y favorables que presentan estas áreas son: • Buen conocimiento de los Plays • Certidumbre en el tipo de hidrocarburos a

incorporar. • Los Plays mesozoicos en estas áreas

reportan producciones iniciales por pozo considerablemente altas.

• El conocimiento del subsuelo favorece a definir los mejores diseños para una perforación confiable y de bajo riesgo.

• Se cuenta con una amplia distribución de infraestructura petrolera, que actualmente debido a la declinación de los campos, presentan suficiente capacidad de producción.

• La cercanía a la infraestructura petrolera es un factor importantísimo para poner la producción en muy corto tiempo.

En cuanto a los riesgos, podemos considerar los siguientes: • Las variaciones laterales en cuanto a la

calidad de la roca almacén y que podrían poner en riesgo la calidad del almacén.

• Los prospectos exploratorios definidos como bloques de cierre contra falla, corren el riesgo de que las fallas pudieran estar abiertas y no funcionar como sellantes.

REFERENCIAS. • Bloomer, Gail y Martinez-Kemp, H.2003 Margen Retrogradante del Cretácico Sup. Cuenca del SE, Área Reforma, México. • González-Posadas, 2003. Evolución geológica durante el Cenozoico en el Área Chiapas-Tabasco, Cuenca del Sureste, México. Tesis de maestría, Universidad Nacional Autónoma de México. • Guzmán-Vega M. A. y M. R. Mello, 1999. Origin of the oil in the Sureste Basin, Mexico. AAPG, Bulletin V. 83, No. 7. • Oviedo-Pérez, A. E., 1996. Evolución neógena de las Cuencas Terciarias del Sureste. Tesis de maestría, Universidad Nacional Autónoma de México • PEP, 2002. Estudio de plays terciarios, Activo Reforma-Comalcalco, Región Sur. Reporte interno. • Ramírez-Guzmán F. y V. M.. Chávez-Valois, 1999. El sistema petrolífero como herramienta para la revitalización de la Cuenca del Sureste, México. Tercera conferencia internacional conjunta AMGP/AAPG, Octubre 10-13 1999, Veracruz, México. • Varela-Santa María, M., 1995. Una plataforma aislada en el sureste de México. Tesis de Maestría, Universidad Nacional Autónoma de México.