1. Antecedentes.

1.1.Ubicación del campo.

El campo Alotl se localiza en la Sonda de Campeche en la parte del Golfo de México, en aguas nacionales a 105 Km al norte de Cd. del Carmen, Campeche, Figura 1.1.

El activo integral Ku Maloob Zaap se encuentra en La Sonda de Campeche, la cual tiene una extensión aproximada de 15,500 kilómetros cuadrados y es por mucho la más prolífera de México. Al suroeste colinda con las subcuencas de Comalcalco y Salina del Istmo y al sur con la cuenca de Macuspana. Dentro de esta cuenca se sitúa el pilar tectónico reforma Akal, figura 1.2.

Figura 1.1: Localización geográfica del campo Alotl.

1.2Antecedentes del campo.

El yacimiento Alotl Eoceno Medio (EM) se descubrió en los años 1979 y 1980 con la perforación de los pozos exploratorios Alotl-1 y Alotl-101 respectivamente, cuyo objetivo era descubrir hidrocarburos en las Brechas del Cretácico Superior, sin embargo, la primera producción del yacimiento se obtuvo hasta 1986 cuando el primer pozo Alotl-10 se termina en la formación EM.

Se cuenta con una correlación con un yacimiento vecino denominado “Ma”; en este yacimiento se perforaron 6 Pozos, de los cuales se obtuvo información sobre la distribución de esta formación, no se ha tenido producción de este yacimiento, ya que los pozos anteriormente mencionados tenían el objetivo de explotar la Formación Cretácico de este campo.

Figura 1.2: Subprovincias productoras en el Golfo de México. 1) Burgos, 2) Tampico-Misantla, 3) Veracruz, 4) Sonda de Campeche, 5) Salina del Istmo, 6) Chiapas-Tabasco, 7) Macuspana, 8) Sierra de Chiapas; ubicación del campo Alotl.

1.3Geología regional.

Para la identificación de Unidades Geológico-Petrofísicas dentro del Cretácico en los campos Alotl, Ma, Za y Ku, en la Sonda de Campeche, inicialmente se definieron los límites estratigráficos del Cretácico a partir de un control estratigráfico convencional, el análisis sísmico- estratigráfico y de estratigrafía de secuencias.

1.3.1 Basamento

El basamento consiste en una corteza transicional delgada, la cual controla el depósito en macro-zonas de diferentes facies sedimentarias, mientras se desarrollaban las cuencas por procesos extensivos para el Jurásico Superior.

1.3.2 Calloviano

Las rocas sedimentarias más antiguas y con una total distribución en la Sonda de Campeche, corresponden a depósitos salinos identificados como Sal ístmica; estos depósitos ocurrieron probablemente desde el Calloviano hasta antes del Oxfordiano Superior. La distribución de la sal varía de mayor a menor espesor desde el centro de la cuenca del Golfo de México hasta las márgenes del paleocontinente al este del Campo Ek-Balam. La sal desempeñó un papel importante en la formación y/o la modificación de las estructuras en los campos de Alotl, Ma, Za Ko.

El campo Ek-Balam se desarrolló en un yacimiento de areniscas del Oxfordiano, que en esa localidad se encuentra sobreyaciendo y subyaciendo a un espesor de anhidrita de aproximadamente 50 metros debajo de la cual está la sal Pre-Oxfordiano.

1.3.3 Oxfordiano

Las rocas de edad Oxfordiano en la Sonda de Campeche han sido denominadas como Grupo Ek-Balam y fue dividido en tres unidades litoestratigráficas:

Miembro inferior, constituido por calizas grumosas arenosas con peletoides color gris olivo, gradúan hacia la cima a detritos finos como arcillas y lutitas bentoníticas.

Miembro medio, consiste en una alternancia rítmica de areniscas calcáreas, mudstone y lutitas bentoníticas, además contiene cuerpos de arena que gradúan de arenisca conglomerática a pobremente consolidada hacia la base.

Miembro superior, caracterizado por calizas arenosas que gradúan a areniscas calcáreas con anhidrita. La cima de esta unidad contiene capas de anhidrita con espesores de 5 a 200 metros.

Las rocas del Grupo Ek-Balam, subyacen en forma aparentemente concordante, en la porción oriental de la Sonda de Campeche. La edad de las rocas del Oxfordiano se determinó por la presencia de Globuligerina oxfordiana.

1.3.4 Kimeridgiano

Se cuenta con poca información de esta unidad por lo cual no se cuenta con una correcta caracterización, esto derivado a la poca penetración de los pozos y a la mala calidad de los datos sísmicos asociados con la base del Kimeridgiano.

La Formación Akimpech está cubierta por las lutitas ricas en materia orgánica y calizas arcillosas de la Formación de Edzna, y sobreyace a las areniscas y anhidritas de la parte superior del Grupo Ek-Balam.

Hacia el campo Alotl, se presenta un cambio de litofacies a intercalaciones de lutitas con carbonatos oolíticos dolomitizados.

Hacia la porción oriental del campo Ma, existe la evidencia de que se presenta un cambio en el desarrollo de porosidad dentro de la unidad oolítica “E” de la Formación Akimpech, atribuible a la diagénesis.

Para su estudio, se ha dividido la Formación Akimpech en cuatro unidades designadas como: “B”, “C”, “D”, “E”, dándole mayor detalle a la unidad “E”, que es donde se encuentra el principal yacimiento dentro de este horizonte en el área de Alotl, Ma, Za y Ku.

Miembro terrígeno inferior “B”: Tiene espesores que varían de 75 a 408 metros. Esta unidad la constituyen principalmente limolitas y lutitas arenosas bentoníticas, con esporádicas intercalaciones delgadas de areniscas y microdolomías bentoníticas con anhidrita, que en su origen fueron packstone de ooides y peletoides. Suprayace en forma aparentemente concordante con el Grupo Ek-Balam y subyace al miembro calcáreo “C” de la Formación Akimpech.

Miembro calcáreo inferior “C”: Tiene espesores desde 37 hasta 267metros. Se encuentra distribuido en la porción central de la Sonda de Campeche. Está constituido por sedimentos carbonatados, representados por micro dolomías a mesocristalinas, packstone de peletoides con dolomitización incipiente e intercalaciones aisladas de limolitas y lutitas. Esta unidad suprayace concordantemente al miembro terrígeno inferior “B” y subyace de igual forma al miembro terrígeno superior “D” de la Formación Akimpech.

Miembro terrígeno superior “D”: Tiene un espesor que varía desde 23 hasta 387 metros. Está constituido principalmente por terrígenos arcillosos, con algunas intercalaciones de carbonatos. Los terrígenos contienen abundante materia orgánica de tipo algáceo. La situación en la columna estratigráfica del miembro terrígeno superior “D”, se establece por posición y correlación estratigráfica. La presencia de algas estromatolíticas, indican tirantes de agua muy bajos. Lateralmente el miembro “D” se adelgaza hacia el occidente.

Miembro calcáreo superior “E”: Su espesor es variable, entre 52 y 373 metros. Las principales rocas que lo constituyen son dolomías mesocristalinas, que originalmente fueron wackestone y packstone de oolitas. En este miembro no se han encontrado fósiles índice, y se le ubica por posición estratigráfica con respecto al miembro “D” al que suprayace, y subyace a la Formación Edzna del Titoniano.

Las rocas del miembro calcáreo superior “E”, se formaron en zonas muy someras en un ambiente marino de alta energía, dando lugar a la formación de los bancos oolíticos que restringieron la circulación de aguas y permitieron la evaporación y reflujo de las soluciones cargadas de magnesio.

1.3.5 Titoniano

El límite superior de la Formación de Akimpech es un contacto abrupto con la Formación Edzna. Este contacto representa muy probablemente el final de las condiciones de alta energía que fueron sustituidas por condiciones de baja energía en aguas más profundas o ambientes semi-restringidos en los cuales se depositaron las lutitas y los mudstone ricos en materia orgánica de la Formación Edzna. La Formación Edzna, se divide en tres miembros (F, G, H).

Miembro inferior “F”: Está constituido por mudstone arcilloso de color gris claro a café claro, con abundante materia orgánica, ocasionalmente con delgadas intercalaciones de lutita limosa que van del gris oscuro al negro. Este miembro se encuentra dentro de la biozona de Saccocoma archnoidea y Eothrix alpina, situada en el Titoniano Inferior-Medio. Suprayace al miembro “E” del Kimeridgiano y subyace al miembro medio “G” del Titoniano.

Miembro medio “G”: Tiene espesores desde 39 hasta 171 metros. Las rocas predominantes son lutitas calcáreas arenosas, con intercalaciones de margas y calizas arcillosas de colores oscuros. La edad del miembro “G” está determinada por Eothrix alpina, Lombardia arachnoidea, Lombardia angulosa filamentosa. Este miembro se sitúa en la biofacies de Saccoccoma arachnoidea y Eothrix alpina del Titoniano Inferior-Medio.

Miembro Superior “H”: Está constituido principalmente por carbonatos arcillosos y bentoníticos, algunas veces de aspecto cretoso, que tiende a dolomitizarse hacia la porción oriental. Este miembro suprayace en forma normal al horizonte “G” y subyace transicionalmente al Cretácico Inferior. Ambos contactos son concordantes. La edad del miembro superior “H” está establecida por la presencia de Calpionella alpina, Crasicollaria massutiniana.

1.3.6 Cretácico Inferior

El Cretácico Inferior en la Sonda de Campeche, informalmente denominada como Formación Akal, consiste en carbonatos dolomitizados con intercalaciones de calizas arcillosas bentoníticas, depositadas en aguas relativamente profundas, debido a la aceleración del ciclo transgresivo.

1.3.7 Cretácico Superior

El Cretácico Superior en la Sonda de Campeche, informalmente denominada Formación Chac, está compuesta, en su base, por calizas bentoníticas, con intercalaciones de lutitas, y hacia la cima por brechas calcáreas de la Formación Cantarell.

1.3.8 Paleoceno

Sobreyaciendo a rocas del Cretácico se encuentra una caliza lutítica y limolítica que contiene Globorotalia trinidadensis y Globorotalia pseudobulloides del Paleoceno Inferior. El Paleoceno Superior está representado por lutita gris verdosa con Morozovella velazcoensis, Morozovella aragonensis y Morozovella formosa formosa.

1.3.9 Eoceno-Mioceno Inferior

En la Sonda de Campeche, el Eoceno Inferior se caracteriza por rocas clásticas terrígenas de grano fino y rocas calcáreo-arcillosas de aspecto cretoso y bentonítico de ambientes batiales.

En el Eoceno Medio (EM) de los campos de Alotl y Ko, se presenta una unidad calcarenítica que litológicamente se describe como una caliza con textura grainstone. El grainstone consiste de intraclastos y granos esqueletoides uniformes entre medios y gruesos. Los componentes esqueletoides se forman de foraminíferos, placas de equinodermos, algas rojas y verdes, briozoarios, fragmentos de pelecípodos y gasterópodos. La granulometría se cataloga entre muy buena a buena y la mayoría de los granos parecen estar erosionados. El diámetro de los granos varía entre 1 y 7 centímetros. La presencia de abundantes miliólidos con cantidades complementarias de numulítidos y rotálidos, confirman la depositación original en un ambiente de plataforma.

Los sedimentos del Eoceno Superior y Oligoceno son lutitas y en algunos casos con intercalaciones de mudstone arcilloso, respectivamente, de ambientes de aguas profundas. Los espesores del Oligoceno son muy irregulares debido a que a nivel regional se presentan empujes verticales por flujos de sal y/o arcilla que eventualmente afectaron a sedimentos del Mioceno Inferior. Dichos empujes provocaron emersiones o zonas topográficamente más elevadas donde la acumulación de sedimentos fue menor o bien fueron erosionados.

1.3.10 Mioceno Medio

Al inicio del Mioceno Medio, los principales eventos tectónicos regionales fueron: 1) el movimiento lateral izquierdo del sistema de fallas Motagua-Polochic; 2) un episodio de metamorfismo dinámico a lo largo de la falla Tonalá-Motozintla localizada en el extremo sureste del Macizo de Chiapas, y 3) el movimiento lateral izquierdo a lo largo de las fallas de deslizamiento a rumbo de la Sierra de Chiapas. La suma de estos esfuerzos, asociados al movimiento del bloque de Chortis pudo generar compresión oblicua, estructuras compresivas y transcurrentes.

Estos eventos, en combinación con la subducción de la Placa de Cocos debajo de la Placa Norteamericana, generaron un esfuerzo compresivo máximo horizontal orientado hacia el noreste, en el sureste de México. Estos esfuerzos pudieron haber generado superficies de despegue en la secuencia salina; además marcaron las direcciones de los principales fallamientos y ubicación de las

estructuras en la Sonda de Campeche, donde están localizados los campos Alotl y Ko.

1.3.11 Mioceno Medio-Pleistoceno

Los eventos tectónicos como la actividad epirogénetica expandida, el movimiento de falla regional y el deslizamiento a rumbo, la actividad volcánica, subsidencia activa de las cuencas Terciarias de la costa del Golfo con depositación contemporánea de potentes paquetes de sedimentos clásticos del Mioceno, y movimiento halocinético activo, generaron diapiros de sal. Los esfuerzos de tensión generados dentro de esta región, contribuyeron a la formación de numerosas fallas lístricas normales con una combinación de fallamiento sintético y antitético así como diapirismo lutítico, los cuales prevalecieron como estilos dominantes de deformación en la región noreste de la Sonda de Campeche.

1.4Modelo estático.

1.4.1 Petrofísica

La información petrofísica obtenida del análisis de núcleos Eoceno Medio (EM) se correlacionó en los registros geofísicos de los pozos, obteniéndose una relación de porosidad-permeabilidad, con la cual se pobró el modelo estático con valores de permeabilidad en función de la porosidad.

La porosidad predominante en EM, es primaria interpartícula, seguida por intercristalina y shelter; en menor grado y relevancia están las de tipo secundario como la porosidad vugular y/o móldica. Se nombró a las unidades litológicas denominadas “litofacies limpias” con los términos AA, BB, CC, con características y distribución propias dentro del Eoceno Medio. También se convino en nombrar a las unidades denominadas “litofacies sucias” como LU-11 y LU-22, la distribución dentro del gran cuerpo o formación denominada genéricamente como: Calcarenitas del Eoceno Medio, CCEM o Eoceno Medio, EM. Areal y verticalmente estos cinco unidades conforman la Formación geológica del Eoceno Medio.

Las unidades litoestratigráficas de Alotl-EM se describen a continuación en forma cronológica desde la más antigua hasta la más reciente:

Unidad AA: Es la primera unidad de depósito del EM sobreyaciendo a una unidad de rocas arcillosas del Eoceno Inferior; este es un depósito constituido por “packstone” a “grainstone” con fragmentos redondeados de foraminíferos y pellets cementados por espatita.

Unidad LU-11: Es un depósito de calcarenitas con intercalaciones calcáreo-arcillosas.

Unidad BB: Es una unidad constituida por “packstone” a “grainstone” de fragmentos redondeados biógenos, en su mayoría foraminíferos bentónicos y algas, cementados por espatita fina.

Unidad LU-22: Es una unidad formada por “packstone” con intercalaciones de lutitas verdes, ricas en esmectita e illita, altamente calcáreas y “mudstone” muy arcilloso.

Unidad CC: En esta unidad predominan las rocas “packstone”, compuestas por fragmentos redondeados y subredondeados, así como bien empaquetados de foraminíferos, algas, pellets e intraclastos. Intercalaciones de “mudstone”, y presencia de arcillas mezcladas con micrita no alterada y materia orgánica.

1.5Modelo dinámico.

Una vez concluido el modelo estático de KMZ-EM se procedió a integrarlo al modelo dinámico, mismo que se describe a continuación:

Del balance de materia realizado a los yacimientos Alotl y Za EM se observa que son yacimientos volumétricos y no están comunicados entre sí, por lo que la malla se simplificó definiéndose tres regiones de equilibrio, la primera región para Alotl, la segunda para Ma y la tercera para Za, de tal modo que el contacto agua-aceite más profundo se ubica a 2,682 mvbnm, mientras que en el modelo dinámico se consideran celdas en el acuífero hasta una profundidad de 2,800 mvbnm como se ilustra en la figura 1.3

En el modelo de simulación numérica se definieron dos regiones PVT, la primera para el yacimiento Alotl y la segunda para los yacimientos Ma y Za. En cuanto a las regiones de saturación se definió solamente una, con base al análisis de permeabilidad relativa y presión capilar realizado. En la Tabla 1.1 se lista el valor de propiedades promedio del modelo dinámico.

Propiedad Alotl Ma ZaPi (kg/cm2) 255 281 281Datum (m) 2570 2570 2570Swi (%) 0.208 0.208 0.208CAA (mvbnm) 2682 2587 2612N 632 MMbls 458 MMbls 153 MMblØ (%) 18.5 18.5 18.5NTG (%) 0.57 0.57 0.57

Figura 1.3: Distribución de las regiones en los yacimientos del Eoceno Medio, se muestra contacto agua-aceite.

1.6Reserva Y Producción Del Campo.

1.6.1 Producción.

Según la Secretaría de Energía (SENER) para mayo de 2015, la producción nacional de crudo disminuyó 10.6% respecto al mismo mes del año anterior.

En mayo de 2015, la producción de petróleo crudo promedió 2.227 millones de barriles diarios (MMbd), La estructura porcentual de la producción de crudo se muestra en la siguiente tabla1.2:

Tipo de Crudo Producción Nacional(%)

Producción May. 2015 vs 2014 (%)

Pesado 52.5 10.9 ↓Ligero 35.8 9.0 ↓Súper ligero 11.7 13.5 ↓

De los cuales El activo integral Ku-Maloob-Zaap aportó:

Activo Integral Producción nacional

(%)

Producción de Petróleo Crudo (Mbd)

Producción May. 2015 vs 2014

(%)Ku-Maloob-Zaap 38.6 860.3 0.3 % ↓

Según la Comisión Nacional de Hidrocarburo (CNH) reporta que la producción diaria de aceite de los activos y su división por campo de octubre del 2013 a marzo del 2015 donde se observan los siguientes datos (gráfica 1.1):

Indicadores Mensuales

Producción por Proyecto

2013 2014 2015

Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb

Ku-Maloop-Zaap (mbd) 870 864 869 865 853 853 860 863 841 839 853 858 861 862 864 790 867

Alotl 252 248 243 229 226 229 225 220 209 204 199 204 198 189 187 174 184

Ma 308 305 308 313 316 315 318 322 318 322 336 447 347 365 359 333 368

Za 299 302 309 314 311 299 308 311 304 304 307 307 307 300 299 273 306

Otros 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 11 10 8 8 9 9 9

Tabla 1.2: Producción nacional de los diferentes tipos de crudo y su comparación con respecto al año pasado.

Tabla 1.3: Producción de crudo en los activos Ku-Maloob-Zaap

Tabla 1.4: Producción de aceite del activo Ku-Maaloop-Za de octubre del 2013 a Febrero del 2015 en miles de barriles diarios

Tabla 1.1: Valores promedios obtenidos a partir del modelo dinámico para los yacimientos del Eoceno Medio.

Octubre

Noviembre

Diciembre

Enero

FebreroMarzo Abril

MayoJunio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

Enero

Febrero0

50100150200250300350400

Producción Por Campos En mbpd

Alotl Ma Za Otros

Mientras que la producción de gas según la CNH reporta los siguientes datos.

Indicadores Mensuales

Producción por Proyecto

2013 2014 2015

Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb

Ku-Maloop-Zaap (mmpcd) 456 482 499 504 534 541 549 547 575 579 607 584 611 624 596 469 529

Alotl 218 237 247 244 275 290 292 298 315 316 292 291 313 327 312 249 275

Ma 114 114 121 125 122 114 116 113 121 125 141 141 150 152 144 105 129

Za 123 129 130 133 135 135 140 137 137 136 149 149 147 143 138 113 123

Otros 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

1.6.2 Reserva de hidrocarburos.

Según PEMEX al 1 de enero de 2015, las reservas probadas de hidrocarburos ascienden a 13,017 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), de éstas el 75% corresponde a crudo; 8% a condensados y líquidos de planta y el 17% a gas seco equivalente.

Del total de reservas probadas, 8,490 MMbpce, o 65%, son desarrolladas, reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes incluyendo las reservas que pueden ser producidas mediante la infraestructura actual y la aplicación de inversiones moderadas. El 71% de las reservas desarrolladas se

Tabla 1.5: Producción de gas por activo y campo de octubre del 2013 a Marzo del 2015 en millones de pies cúbicos al día, la producción incluye nitrógeno.

Gráfica 1.1: comportamiento de la producción del activo.

ubican en los complejos Ku-Maloob-Zaap, Cantarell y Antonio J. Bermúdez y en los campos Jujo-Tecominoacán, Tsimín-Xux, Ixtal, Xanab, Kuil y Kambesah.

El 72% de las reservas probadas de crudo se ubican en regiones marinas, en tanto que el 28% restante en campos terrestres. Por otra parte, el 56% de las reservas probadas de gas natural se ubica en campos terrestres y 44% en campos marinos.

Las reservas probadas no desarrolladas, es decir, los volúmenes que requieren de pozos e infraestructura adicional para su producción, ascienden a 4,527 MMbpce, o 35% de las reservas probadas. El 53% de estas reservas se concentran en los complejos Ku-Maloob-Zaap y Antonio J. Bermúdez, así como en los campos Ayatsil, Jujo-Tecominoacán, Kayab, Tsimín, Pit, Xux y Xanab.

Las reservas probables alcanzan 9,966 MMbpce. La agregación de éstas y las reservas probadas forman la reserva 2P, la cual asciende a 22,984 MMbpce. El 50% de las reservas probables se ubican en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec). Asimismo, las regiones marinas concentran el 39% de estas reservas, donde destacan los campos Akal, Ayatsil, Ek-Balam,Kunah y Pit.

Las reservas posibles alcanzaron 14,421 MMbpce que, sumadas con las reservas probadas y probables integran una reserva 3P de 37,405 MMbpce. El 45% de la reserva posible se localiza en Chicontepec, mientras que 38% se concentra en las regiones marinas.

Las reservas 3P están conformadas de 69% de crudo, 8% de condensados y líquidos de planta, y 23% de gas seco equivalente a líquido.

Reserva de crudo: Al 1 de enero de 2015 las reservas probadas de crudo se sitúan en 9,711 millones de barriles (MMb), de los que 62% equivalen a crudo pesado, 29% a crudo ligero y 9% a crudo súper-ligero.

Mientras que la reserva 3P de crudo alcanzó 25,825 MMb, correspondiendo 56% a crudo pesado, 33% a crudo ligero y 11% a crudo súper-ligero.

Reserva de gas: Las reservas probadas de gas natural alcanzaron 15,291 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc), de los que 65% corresponden a gas asociado y 35% a gas no asociado.

Las reservas 3P de gas natural se ubicaron en 54,890 MMMpc, de los que 68% corresponden a gas asociado y 32% a gas no asociado. Los activos Aceite Terciario del Golfo (ATG) y Litoral de Tabasco concentran 61% de las reservas 3P de gas natural.

Según Pemex la reserva remanente por activo se distribuye de la siguiente manera:

Reserva de hidrocarburos del activo de producción Ku-Maloop-Zaap

Reserva

Volumen Original Reserva remanente de hidrocarburos

Crudo Gas Natural Petróleo Crudo Equivalente Crudo Gas natural

MMb MMpc MMbpce MMb MMpcTotales (3P) 39,828.50 10,150.30 6,560.00 6,171.60 1,968.10Probadas 26,309.20 8,224.50 3,897.20 3,599.50 1,421.30Probables 5,097.30 769.3 954.9 910.7 229.7Posibles 8,422.00 1,156.50 1,707.90 1,661.40 317.1

En su libro de reservas la CNH muestra la distribución por activo las reservas, que el activo Ku-Maloob-Zaap en reservas 1P presenta el 27.5 % mientras que en reservas 2P obtiene el 20.9 % de ellos y por último en reservas 3P muestra el 16.4 % de la reserva total dl país.

Todo con el fin de demostrar que el activo en el que se ha realizado este trabajo es altamente rentable y por ende se debe de poner especial énfasis en las operaciones para su óptimo desarrollo.

Tabla 1.6: Distribución del volumen original y la reserva remanente de hidrocarburo para el activo Ku-Maloob-Zaap.

Bibliografía

Distribución de las reservas de hidrocarburos, Capitulo 5, PEMEX PEP, 2014.

Distribución de las reservas de hidrocarburos, Capitulo 6, PEMEX PEP, 2014.

Prontuario Estadístico Del Sector Energético, Subsecretaría de Planeación y Transición Energética & Dirección General de Planeación e Información Energéticas, Mayo 2015.

Reporte de Indicadores, Comisión Nacional de Hidrocarburo, marzo de 2015.

MI. Ernesto Pérez Martínez, Ing. Gustavo Enrique Prado Morales, MI. Antonio Rojas Figueroa & Ing. María de Jesús Correa López, “Desarrollo de Campos Marginales – Caso de Estudio: Campo Ku Maloob Zaap Formación Eoceno Medio, México”, Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C, Volumen 53, núm. 5, pág. 298-315, Mayo 2013.

M. en I. Antonio Rojas Figueroa, Ing. Jesús Rodríguez Román, Ing. Luis Norberto Velázquez Bueno, Ing. Ernesto Pérez Martínez & Ing. Juan Adolfo Calderón Avendaño, “Sistema de administración de yacimientos en el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap”, Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C, Volumen 53, núm. 12, pág. 702-715.

Jaime J. Ríos López & Armando García Jaramillo, Geología Regional del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, PEMEX PEP, Pág. 13-30.