CUENCA DE BURGOSCUENCA DE BURGOS

Que presentan:Cárdenas Hernández Daniela

Cuevas Rivero DianaSotelo Calderon Alan Camerino

Grupo:01

Geología de Explotación del Petróleo, Agua y

VaporProfesor: Ing. Javier Arellano Gil

Esta cuenca se extiende al norte hacia el estado de Texas del país vecino Estados Unidos.

En esta región se reporta una producción acumulada y de reserva probada remanente de 43 000 MMMPC.

En la parte del Play Frío se tenía una producción acumulada hasta 1998 de 3 402 MMMPC y es uno de los más importantes de la cuenca junto con el Play Vicksbug, que también pertenece al Oligoceno. El Campo Reynosa es el más importante existente en la cuenca con una producción acumulada de más de 2 200 MMMPC.

Introducción La Cuenca de Burgos es la más importante en la

producción de gas en el país, ya que cuenta con una producción acumulada de poco más de 5 500 mil millones de pies cúbicos (MMMPC).

De edad terciaria, es una cuenca sedimentaria de potente espesor, que se extiende en el Noreste de México a lo largo de la planicie costera del golfo, quedando enmarcada por accidentes tectónicos estrechamente relacionados con el geosinclinal México; tales como son, las sierras de San Carlos y Cruillas y la parte norte de la Provincia Sierras Tamaulipecas.

UbicaciónUbicación

La cuenca de Burgos es una provincia geológica Cenozoica productora en etapa de exploración y desarrollo, se localiza en el margen Noreste de la República Mexicana, cubre principalmente al estado de Tamaulipas, parcialmente al de Nuevo León, la margen Noreste de Coahuila y parte del Golfo de México.

Esta limitada geográficamente al norte por el río Bravo; al Oriente por el Golfo de México, al sur por el paralelo 24º 34” de latitud norte (Cuenca de Tampico-Misantla); y al poniente por el contacto geológico superficial Cretácico/Cenozoico, representado por una línea imaginaria que parte al Oriente de Piedras Negras, Coahuila y se extiende hacia el sureste, hasta el litoral del Golfo de México en la

plataforma continental.

Geología Estructural

En la cuenca de Burgos los sedimentos se depositaron siguiendo un rumbo general Norte-sur con echado regional al oriente, por lo que en esta dirección se encuentra la divergencia en los depósitos terciarios.

Tectónicamente los sedimentos del Oligoceno reflejan un homoclinal cuyo echado original ha sido acentuado por levantamientos del continente al occidente. Ocasionalmente se observan anticlinales y sinclinales alargados, orientados NW-SE y de flancos muy suaves, con cierres del orden de 50 a 100m.

El aspecto estructural más notable lo representan las fallas no solamente por su número sino también por el papel tan importante que juegan en el depósito de los sedimentos del Oligoceno medio. Todas estas fallas, orientadas en general de Norte a Sur son normales presentando su bloque oriental caído y son debidas principalmente a movimientos de acomodo producidos por el peso de los sedimentos a lo largo de zonas de debilidad originadas durante la Revolución Laramide.

Estratigrafía

Se inicia la formación de la Cuenca de Burgos por el basculamiento de la plataforma carbonatada de Occidente a Oriente y ligeramente hacia el Sun así mismo, un eficaz medio de transporte como lo fueron los Ríos Mississippi, Houston y Grande (Bravo), tienen gran relevancia en el relleno del Golfo de México, ya que aportaron una gran cantidad de terrígenos hacia la cuenca generando una enorme columna de sedimentos siliciclásticos, que aumenta su espesor conforme nos alejamos más y más de la planicie costera.

FORMACIÓN AGUA NUEVA.- Está constituida por calizas arcillosas de estratificación mediana a gruesa con estructura laminar de color gris, gris oscuro y negro, que alternan con Iutitas y margas laminadas de color pardo a gris oscuro, a veces bituminosas y carbonosas. Es común que en la base de esta formación se presentan unas capas de bentonita de color verde que sirve como horizonte índice para marcar el contacto inferior de esta formación.

FORMACIÓN SAN FELIPE.- Está constituida por una alternancia de calizas y Iutitas grises, llegándose a presentar calizas arcillosas y margas gris y verde. También es común encontrar varias intercalaciones de bentonita.

FORMACIÓN MÉNDEZ.- Está constituida por Iutitas y margas con fractura concoidal, en colores pardo claro a verdoso, encontrándose un horizonte de areniscas en estratos gruesos como de dos a tres metros de espesor.

Columna estratigráfica de la Cuenca

de Burgos

SISTEMA PETROLEROSISTEMA PETROLERO

Sistema petrolero En la Cuenca de Burgos se han identificado tres

sistemas petroleros: Pimienta-Midway, Wilcox y Vicksburg-Frío. Esta clasificación se basaba en la calidad, cantidad y madurez de la materia orgánica para la presencia de hidrocarburos, relacionadas con rocas almacenadoras y sello, además de los procesos que incluyen la formación de la trampa, generación, migración, acumulación del hidrocarburo y sincronía.

La sedimentación se realizó en depósitos cíclicos sucesivos transgresivos-regresivos, del Paleoceno al Reciente y que en general, representan una extensa programación hacia el oriente.

La secuencia del Cenozoico esta integrada por depósitos de potentes secuencias arcillosas, con intercalaciones variables de areniscas de espesor delgado medio, acumulados sobre una amplia y extensa plataforma continental de bajo relieve y lenta subsidencia, predominantemente de ambientes mixtos y marinos internos a medios.

Sistemas Petroleros de la Cuenca de

Burgos

Rocas Generadoras

Tomando como base la edad de las rocas almacenadoras de esta cuenca, se diferencian cinco franjas en dirección norte-sur, correspondientes al Jurásico-Cretácico, Paleoceno, Eoceno, Oligoceno, por su volumen de producción.

Provincia subdividida en 5 franjas alargadas.

Los hidrocarburos provienen, principalmente, de arenas cenozoicas encajonadas por potentes paquetes de arcilla, ampliamente distribuidas e intercaladas en toda la columna sedimentaria y con un contenido moderado a alto de materia orgánica (kerógeno), que en la mayor parte es de origen continental o húmico (leñosa-carbonosa) y en menor proporción marina conocido como sapropélico (algácea). Los índices de alteración térmica de la materia orgánica son de “moderada a fuertemente madura”; correspondiente a la zona catagenética de generación predominante de gas seco, gas húmedo, condensado y ocasionalmente aceite ligero.

Almacenadoras

Las rocas almacenadoras del Paleoceno Midway (66.5-60 ma) corresponden con depósitos en una plataforma nerítica externa a batial superior en su parte inferior y en su parte superior es más somera, ocurriendo el depósito en plataformas de ambientes nerítico externo; la geometría de los depósitos es de complejos de abanicos submarinos de talud y de piso de cuenca, con espesores brutos de hasta 110 m y de arenas netas saturadas con espesores promedio de 35 m. Los yacimientos almacenados en rocas mesozoicas, ocurren en calizas de cuenca fracturadas de las formaciones Taraises y Méndez.

Las rocas almacén en el subsistema generador Oligoceno Vicksburg – Frio, están asociadas en sus depósitos a un evento de carácter transgresivo, con alteraciones de lutitas y areniscas de ambientes continentales, deltaicos, prodeltaicos y turbidíticos. Los depocentros tienen espesores brutos de arenas de 50 a 500 m y espesores netos saturados de 8 a 40 m.

Roca Sello

Para los sistemas petroleros asociados a la Cuenca de Burgos se ha documentado que una secuencia arcillo-arenosa con predominio de potentes secciones arcillosas (lutitas y lutitas limolíticas) de amplia distribución que va aproximadamente de 20 hasta 100 metros, constituyen un magnífico sello, al cubrir a las areniscas almacenadoras.

Trampas y Migración

Las trampas definidas para este subsistema Pimienta-Midway son del tipo estratigráfico-estructural, se tienen anticlinales mesozoicos afectados por fallas laterales y normales que actúan como rutas de migración y que emplazan yacimientos en el jurasico y cenozoico.

El proceso de Migración en el sistema Jurasico Pimienta-Paleoceno Midway, es un proceso poco conocido, pero se ha observado asociado a fallamiento normal y lateral que rompe y fragmenta las estructuras mesozoicas, permitiendo la migración de gas seco profundamente generado en la columna mesozoica, las cuales cargan tanto rocas almacenadoras mesozoicas (ejemplo: calizas fracturadas de las formaciones Taraises y Méndez en el campo Cadena) y cenozoicas (ejemplos campos Emu y Alondra), asociados a tenues anomalías geotérmicas con gradientes menores a los 30°C por km.

Cubo Pípila

El área de estudio se localiza en la parte centro-oriental de la Cuenca de Burgos, incluida dentro del Proyecto Camargo, la cual cubre una superficie de 6250 km2. Geológicamente se ubica sobre las franjas del Eoceno Superior y el Oligoceno, paralelas entre sí, en una operación norte-sur. El cubo sísmico Pípila 3D abarca de 1060 km2 y se ubica a 75 km al suroeste de Reynosa, Tamps, aproximadamente.

Cubo Pípila

ECONOMÍAECONOMÍA

ReservasLas reservas se definen como aquellas cantidades

de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comerciales de acumulaciones conocidas a una fecha determinada. Es conveniente mencionar que todas las reservas estimadas involucran algún grado de incertidumbre, esta depende principalmente de la cantidad y calidad de la información geológica, geofísica, petrofísica de ingeniería, así como de su disponibilidad al tiempo de la estimación e interpretación de esta información.

Reservas en el 2003

REGIÓN NORTE:El volumen original probado de gas natural, al

igual que el volumen probado de aceite, se observó una reducción de 20,598.3 miles de millones de pies cúbicos de gas con respecto a 2002. Este volumen ha fue reclasificado como probable.

El activo de Burgos, la actividad exploratorio incorporó 191.6 miles de millones de pies cúbicos de gas. Estos incrementos sin embargo, no fueron suficientes para compensar las reducciones que se tuvieron en los campos de Burgos.

Reservas en el 2007

REGIÓN NORTE:La reserva probada de gas natural a nivel regional

disminuyó en 108.0 miles de millones de pies cúbicos en comparación con el volumen reportado el 1 de enero de 2006. Esto se debe principalmente a la producciones en el 2007 de 813.1 miles de millones de pies cúbicos. Aún así la tasa de restitución de la producción en reservas probadas alcanzó un sobresaliente de 87 por ciento.

Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la

región Norte al 1 enero de 2007

Producción

La Cuenca de Burgos es hasta la fecha la cuenca de gas no asociado más importante del país, con una producción acumulada de poco más de 5,500 mil millones de pies cúbicos (MMMPC). La producción desde 1960 hasta el 2005 de Burgos se muestra en la Figura 13, destacando que en la década de tos 60's la producción no alcanzaba los 600 Millones de pies cúbicos diarios y que actualmente está entre los 1200 y 1400 Millones de pies cúbicos diarios. En 2006 el proceso de gas húmedo ascendió a 4,153 millones de pies cúbicos diarios, 7 por ciento superior al registrado en 2005.

Producción

El 19 de febrero de 2007, Pemex-Gas y Petroquímica Básica cumplió 12 meses sin accidentes incapacitantes en todas sus instalaciones, como resultado del esfuerzo integral en materia de seguridad, salud y protección ambiental.

Producción

DESARROLLO DE CAMPOSDESARROLLO DE CAMPOS

Métodos de perforación

La cuenca de Burgos es gasífera; todos los pozos son fluyentes, es decir, descubren, exploran, perforan y producen gas sin necesidad de un método de producción.

Para el caso de los pozos de gas, el problema que presentan es el de carga de líquidos, se les va acumulando agua en el pozo la cual impide que el gas fluye de manera libre sin caídas de presión, le ponen un equipo que se llama émbolo viajero (plunger lift), este sistema es para quitarle el agua al pozo, se avienta desde la superficie y permanece en el fondo del pozo (cuando el pozo esta vacío), a un determinado tiempo cuando se considera que ha acumulado agua, se le mete presión por la parte de abajo y el émbolo en el fondo se desplaza hacia la superficie levantando el agua acumulada.

Campos Petroleros de la Cuenca