Descubrimientos - Relación con inversionistas

Descubrimientos
Aún con la madurez alcanzada en las diferentes cuencas
productoras de México, la exploración sigue aportando
nuevos yacimientos tan diversos en su composición
como los crudos pesados y el gas natural no asociado.
Durante el 2010 la exploración reflejó resultados tangibles para Petróleos Mexicanos logrando incorporación
de reservas originales totales o 3P de 1,437.8 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente.
La clasificación de los volúmenes y reservas originales de hidrocarburos totales descubiertos están
fundamentados en los lineamientos establecidos en
el documento titulado Petroleum Resources Management System (PRMS), publicado de manera conjunta
por la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World
Petroleum Council (WPC), la American Association of
Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE).
Así, con respecto al año anterior, la incorporación de
reservas totales de petróleo crudo equivalente muestra un decremento del 18.9 por ciento. Sin embargo,
se mantiene la tendencia de los últimos tres años, al
posicionarse por encima de los 1,400 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Como cada año,
las cuencas del Sureste destacan por su contribución
al participar con el 95.9 por ciento, este porcentaje
se debe a que estas cuencas contienen a las dos Regiones Marinas y a la Región Sur. Sobre la extensión
marina de las Cuencas del Sureste se cuantifica el 74.8
por ciento de las reservas totales de petróleo crudo
equivalente descubiertas. Mientras que en la porción
terrestre se adicionó 25.2 por ciento, restante.
Las reservas totales de petróleo crudo equivalente
incorporadas durante el año 2010 incluyen a los
4
campos de aceite y gas natural, asociado y no asociado. Desde el punto de vista de fases, las Cuencas
del Sureste aportaron el 98.8 por ciento del total
de aceite descubierto durante 2010, es decir, 866.8
millones de barriles y del gas natural la cifra fue de
2,482.6 miles de millones de pies cúbicos que representan el 91.1 por ciento del total del gas natural de
nuevos yacimientos en 2010, ambas fases hacen un
total de 1,380.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Dentro de estas cuencas, la Región
Marina Suroeste, adicionó los mayores volúmenes
de reservas 3P de aceite crudo con 354.2 millones de
barriles y 2,059.2 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, ambas fases hacen un total de 777.8
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
los principales incrementos en esta región se dieron
mediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL.
En la Cuenca de Burgos por la exploración se incorporaron reservas totales en petróleo crudo equivalente
iguales a 1.1 por ciento del total descubierto, por su
parte la Cuenca de Veracruz participa con 1.9 por
ciento, ambas Cuencas con incorporación de reservas
de gas no asociado. En la cuenca de Veracruz destaca
el campo Rabel descubierto con la perforación y terminación del pozo Rabel-1. Adicionalmente después
de cinco años de no presentar incorporaciones por
exploración en la Cuenca Tampico-Misantla, ésta
aportó 0.8 por ciento del volumen total descubierto
con la perforación del pozo Tilapia-1 en rocas del
Jurásico.
Las cuencas de Burgos, Sabinas y de Veracruz aportaron a la Región Norte una incorporación de reservas
de gas no asociado en la categoría 3P por 239.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas, que corresponde
33
Descubrimientos
a 46.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, provenientes principalmente de las estructuras
atravesadas por los pozos Rabel-1 y Cucaña-1001.
Finalmente la cuenca Tampico-Misantla sólo aportó el
19.0 por ciento del total de petróleo crudo equivalente
incorporado en la Región Norte.
La continuidad de las inversiones destinadas y devengadas para la incorporación de áreas nuevas por
parte de Pemex permitió sostener durante 2010 una
incorporación de aceite y gas natural similar al de los
últimos tres años, el monto de inversión total ejercido
durante 2010 fue de 29,237.9 millones de pesos. La
actividad física realizada con este monto consistió en
la perforación y terminación de 39 pozos exploratorios
y delimitadores, y en la toma de 2,356 kilómetros
de sísmica 2D y 23,718.0 kilómetros cuadrados de
sísmica 3D.
Cuadro 4.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010.
Cuenca
Pozo
Campo
1P
2P
3P
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
PCE
mmb
136.6
455.7
352.8
903.8
877.8
2,724.0
1,437.8
Burgos
Alambra
Alambra-1
Cucaña
Cucaña-1001
Dulce
Arenaria-1
Integral
Tapado-1
Jaraguay
Jaraguay-1
Rusco
Rusco-101
Tigrillo
Antillano-1
Topo
Perillan-1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
20.2
0.8
8.1
2.2
3.3
2.2
0.6
2.2
0.8
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
40.3
9.3
17.7
2.9
3.3
3.4
0.6
2.2
0.8
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
78.0
14.9
24.1
4.7
5.0
16.6
7.0
4.4
1.4
16.4
2.9
5.1
1.0
1.1
3.5
1.5
0.9
0.3
Sabinas
Monclova
Monclova-1001
0.0
0.0
6.2
6.2
0.0
0.0
10.4
10.4
0.0
0.0
19.1
19.1
3.7
3.7
136.6
0.0
26.3
3.7
0.2
1.7
0.0
7.8
15.0
55.2
26.8
0.0
374.8
0.0
21.3
2.6
3.0
13.6
0.0
41.3
39.8
248.2
4.8
0.0
352.8
9.8
155.6
10.0
0.3
1.7
0.0
12.0
15.0
101.6
46.7
0.0
779.2
13.0
162.0
7.3
4.6
13.6
0.0
63.4
39.8
467.7
7.9
0.0
866.8
18.3
188.9
11.9
0.5
1.7
150.4
12.0
25.0
170.6
104.0
183.6
2,482.6
27.9
198.3
8.8
6.1
13.6
20.8
63.4
66.8
878.8
17.7
1,180.5
1,380.2
24.1
236.6
13.6
1.8
4.7
150.4
26.6
40.4
348.8
104.0
429.0
Tampico-Misantla
Tilapia
Tilapia-1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
11.0
11.0
2.2
2.2
11.0
11.0
Veracruz
Rabel
Rabel-1
0.0
0.0
54.5
54.5
0.0
0.0
73.9
73.9
0.0
0.0
142.1
142.1
26.6
26.6
Total
Sureste
Bellota
Naguin-1
Bricol
Bricol-2DL
Brillante
Brillante-1
Guaricho
Guaricho-501
Juspi
Juspi-101A
Kayab
Kayab-1ADL
Luna-Palapa
Palapa-301
Sen
Pachira-1
Tsimin
Tsimin-1DL
Utsil
Utsil-1
Xux
Xux-1
34
Las reservas de hidrocarburos de México
En este capítulo, se expresa una síntesis de las principales características de los descubrimientos más
importantes de 2010, la cual incluye sus propiedades
geológicas, geofísicas, petrofísicas y de ingeniería, así
como su distribución de reservas. Asimismo, se analizan
las estadísticas de incorporación de reservas por región,
cuenca, tipo de yacimientos e hidrocarburos. Al final se
presenta la evolución de la incorporación de reservas
por actividad exploratoria en los últimos años.
4.1 Resultados obtenidos
La incorporación de reservas de hidrocarburos totales
o 3P durante el 2010 fue menor con respecto al año
anterior, aun así el éxito comercial resultado de la actividad física por exploración fue de 44.0 por ciento.
Estas nuevas reservas se consiguieron mediante la
perforación y terminación de 39 pozos exploratorios
de los cuales 17 pozos adicionaron reservas de aceite y
gas natural. En el cuadro 4.1 se muestra a nivel de pozo,
las reservas de aceite y gas natural incorporadas en las
categorías de probada (1P), probada más probable (2P)
y probada más probable más posible (3P).
Los yacimientos de aceite descubiertos en 2010 incorporaron 608.6 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente en la categoría 3P, que representan el 42.3
por ciento del total. En relación al gas natural referido
a los yacimientos de gas y condensado, gas seco y
gas húmedo, se consolidan 829.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente en la categoría 3P, este
valor representa el 57.7 por ciento del volumen total
descubierto.
En la Región Marina Noreste, la incorporación de
reservas totales fue de 254.4 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, siendo el pozo Utsil-1 el
más importante por ser el descubridor de un nuevo
yacimiento en el trend de los campos de aceite pesado y al mismo tiempo permitió la identificación de una
área con reservas posibles en el campo Kayab, al ser
correlacionada con el pozo Kayab-1ADL que permitió
la actualización del volumen y reservas originales de
hidrocarburos de este campo.
Por su parte la Región Marina Suroeste adiciono
reservas totales de hidrocarburos por 777.8 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, la cual
Cuadro 4.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010 por cuenca y región.
1P
2P
Cuenca
Región
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Total
136.6
455.7
352.8
Burgos
Región Norte
0.0
0.0
20.2
20.2
Sabinas
Región Norte
0.0
0.0
3P
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
903.8
877.8
2,724.0
1,437.8
0.0
0.0
40.3
40.3
0.0
0.0
78.0
78.0
16.4
16.4
6.2
6.2
0.0
0.0
10.4
10.4
0.0
0.0
19.1
19.1
3.7
3.7
136.6
26.8
55.2
54.7
374.8
4.8
248.2
121.8
352.8
46.7
101.6
204.4
779.2
7.9
467.7
303.7
866.8
254.4
354.2
258.2
2,482.6
38.5
2,059.2
384.8
1,380.2
254.4
777.8
347.9
Tampico-Misantla
Región Norte
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
11.0
11.0
2.2
2.2
11.0
11.0
Veracruz
Región Norte
0.0
0.0
54.5
54.5
0.0
0.0
73.9
73.9
0.0
0.0
142.1
142.1
26.6
26.6
Sureste
Región Marina Noreste
Región Marina Suroeste
Región Sur
Gas natural
mmmpc
PCE
mmb
35
Descubrimientos
Cuadro 4.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010 por tipo de hidrocarburo.
Aceite
Pesado
Ligero
Gas natural
Superligero
Asociado
Reserva Región
mmb
mmb
mmb
mmmpc
No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco
mmmpc
mmmpc
mmmpc
1P
Total
26.8
3.9
105.9
113.0
261.8
19.4
61.5
Marina Noreste
26.8
0.0
0.0
4.8
0.0
0.0
0.0
Marina Suroeste
0.0
0.0
55.2
0.0
248.2
0.0
0.0
Norte
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
19.4
61.5
Sur
0.0
3.9
50.7
108.2
13.6
0.0
0.0
2P
Total
46.7
21.8
284.2
298.0
481.3
30.9
93.6
Marina Noreste
46.7
0.0
0.0
7.9
0.0
0.0
0.0
Marina Suroeste
0.0
0.0
101.6
0.0
467.7
0.0
0.0
Norte
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
30.9
93.6
Sur
0.0
21.8
182.6
290.1
13.6
0.0
0.0
3P
Total
254.4
34.8
588.6
411.9
2,072.8
63.2
176.1
Marina Noreste
254.4
0.0
0.0
38.5
0.0
0.0
0.0
Marina Suroeste
0.0
0.0
354.2
0.0
2,059.2
0.0
0.0
Norte
0.0
11.0
0.0
2.2
0.0
63.2
176.1
Sur
0.0
23.8
234.4
371.2
13.6
0.0
0.0
Total
mmmpc
342.7
0.0
248.2
80.9
13.6
605.8
0.0
467.7
124.5
13.6
2,312.1
0.0
2,059.2
239.3
13.6
* G y C: yacimientos de gas y condensado
está asociada principalmente a las actividades de
delimitación. El pozo delimitador Tsimin-1DL perforó
a una profundidad mayor a la conocida, ocasionado con ello la determinación de un límite vertical
convencional más profundo y por consiguiente un
aumento en la columna de hidrocarburos que permitió un incremento en los volúmenes y reservas
originales de hidrocarburos del yacimiento Jurásico
descubierto en 2008. Es importante mencionar que a
la fecha no se ha encontrado el contacto agua–aceite
en el campo.
Para la Región Sur, los descubrimientos permitieron
adicionar reservas totales por 347.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Los hallazgos
más relevantes se dieron mediante la terminación de
los pozos Bricol-2DL y Pachira-1, que participan con
el 79.6 por ciento del petróleo crudo equivalente de
la incorporación de la Región. Sin embargo, en esta
Región también hubo descubrimientos de campos
con acumulaciones comerciales más pequeñas que
36
ponen de manifiesto el potencial petrolero de esta
porción de las cuencas.
El cuadro 4.2 detalla la composición de las reservas
incorporadas en las categorías de reserva probada
(1P), probada más probable (2P) y probada más probable más posible (3P), descubiertas a nivel de cuenca
y su desglose por región. El cuadro 4.3 describe las
reservas de hidrocarburos incorporadas por descubrimientos, en las categorías 1P, 2P y 3P señalando el
tipo de hidrocarburo asociado a cada región.
4.2 Descubrimientos marinos
Los resultados de la exploración realizada en la porción marina de las cuencas del Sureste, ponen de
manifiesto nuevamente el gran potencial petrolero
de esta zona, al descubrirse el 71.8 por ciento de las
reservas 3P totales incorporadas en 2010. Los descubrimientos de campos de aceite pesado se dieron en
Las reservas de hidrocarburos de México
petrofísica y de ingeniería más relevante de cada
yacimiento.
la subcuenca denominada Sonda de Campeche y los
descubrimientos de campos de gas y condensado se
dieron en la subcuenca el Litoral de Tabasco.
Cuencas del Sureste
En la Sonda de Campeche, con la perforación y terminación del pozo Utsil-1 y la identificación de un
área con reservas posibles en el campo Kayab con el
pozo Kayab-1ADL se incorporaron 254.4 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. En el Litoral
de Tabasco se incorporaron los mayores volúmenes
de aceite, gas y líquidos derivados del gas descubiertos en el país durante 2010, estos volúmenes se
registraron mediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL,
como resultado de la incorporación de reservas por
la perforación del pozo delimitador Tsimin- 1DL, así
como la incorporación de reservas posibles en Xux.
Tsimin-1DL
Con la caracterización de su modelo geológico estructural y la actualización continua del modelo de este
campo en función del pozo delimitador Tsimin-1DL, la
magnitud del volumen almacenado por el yacimiento
del Jurásico Superior del campo Tsimin descubierto
en 2008 se ha incrementado. El pozo exploratorio
delimitador Tsimin-1DL se localiza a 13 km al NW de
Frontera, Tabasco y a 91.7 km al NW de Cd. del Carmen, Campeche, y a su vez a 3.3 km al NW del pozo
Tsimin-1. Geológicamente se ubica en el Pilar de Akal
alcanzó la profundidad de 6,230 metros, resultando
productor en el Jurásico Superior Kimmeridgiano de
aceite ligero de 43 °API, con gastos iniciales de 3,820
Los principales descubrimientos realizados en 2010
son descritos a continuación, mostrando para cada
uno de ellos la información geológica, geofísica,
Nab
Numan
Kayab
Yaxiltun
Chapabil
Tamil
Kach
Kastelan
Alak
Tekel
Tson
Phop
Maloob
Ayatsil
Bacab
Zaap
Ku
Ek-Balam
Batab
Taratunich
Onel
Akpul
Lalail
Xulum
Tabscoob
Hokchi
Pol
Uech
Poctli
Itla
Tecoalli
Xanab
Behelae
Ichalkil
Sinán
Kopó
Sikil
Citam
Hayabil
Tsimin-1DL
Tsimin
1DL
Xux
Kab
Cantarell
Abkatún
Chuc
Ayín
Lakach
Noxal
Och
Kax
Tunich
Baksha
Pit
T kí
Takín
Caan
Etkal
Homol
Chuhuk
Chukua
Kix
Yum
May
Yaxché
Frontera
Cd. del Carmen
Amoca
Yetic
Namaca
Coatzacoalcos
Figura 4.1 Plano de ubicación del campo Tsimin.
37
Descubrimientos
barriles por día 17 millones de pies cúbicos por día,
de aceite y gas respectivamente, figura 4.1.
Geología estructural
Estructuralmente la zona está conformada por un anticlinal cuyo eje principal tiene una dirección NoroesteSureste, afallado e intrusionado por un cuerpo salino.
El sistema de fallas presentes en el área de estudio
permitió a los cuerpos salinos atravesar secuencias
suprayacentes. El pozo Tsimin-1DL se ubica en el
flanco noroccidental de la estructura. La estructura
corresponde a un anticlinal asimétrico alargado, con
orientación NW-SE. Se ve afectado al Norte y Este por
fallamiento inverso quedando el anticlinal en el bloque
alto de la falla, este fallamiento compresivo se asocia
a tectónica salina de empuje, figura 4.2.
Estratigrafía
La columna estratigráfica del campo comprende rocas sedimentarias que van en edad desde el Jurásico
Superior Kimmeridgiano al Reciente-Pleistoceno.
Sus cimas cronoestratigráficas se fijaron mediante
el análisis e identificación de foraminíferos planctónicos índices en las muestras de canal y núcleos, así
como por marca eléctrica. La perforación del pozo
Tsimin-1DL al resultar productor de aceite ligero de
43 grados API, comprobó la extensión lateral del
yacimiento del Kimmeridgiano hacia la parte noroeste del anticlinal. A nivel del pozo, el yacimiento
se delimitó para la cima en la entrada del marcador
geológico Jurasico Superior Kimmeridgiano a 5,750
m y la base del yacimiento se ubicó a 6,115 m (base
de los disparos). En la figura 4.3, se muestra la coN
O
E
S
Figura 4.2 Mapa estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.
38
Las reservas de hidrocarburos de México
Xux-1
5,500
Tsimin-1
N1
N2-2C
4,662
III
III: 5,565-5,620
III
5 565 5 620 m
Productor de aceite
s/aforar por baja
presión
Tsimin-1DL
N1
Kinbe-1
5,115
5,040
N1
N2-2C
N2
III
N2C2
N2C
III: 5,240-5,300 m.
Qo=4,348 bpd
Qg=11.04 mmpcd
°API= 43
Ptp=1,646 psi
Est .=7/8”
Detonó 35 de 60 m
N1
N1C
IV
5,145-5,205 m.
Intervalo
propuesto
III
5,683-5,750 m.
Intervalo
propuesto
p
opuesto
II
5,880-5,950 m.
Intervalo
propuesto
I
6,137-6,180 m.
En evaluación
N2
5,962
N3
II
N4
N5
I
N6
II: 6,000-6,070 m.
Qo=5,420 bpd
Qg=25.12 mmpcd
ºAPI=43
RGA=826 m3/m3
Ptp=3,781 psi
Est=¾“
I: 6,260-6,317 m.
Qo=1,000 bpd
Qg=3.49 mmpcd
ºAPI=43
RGA=622 m3/m3
Ptp= 1,048 psi
Est = ½“
5,240
N3
II
II: 5,282-5,340 m.
Qo=4,354 bpd
Qg=3.8 mmpcd
°API=40
Est.=1/2”
5,640
5,750
N3 3C
N3-3C
II
II: 5,775-5,850 m.
,
bpd
p
Qo=3,787
Qg=16.2 mmpcd
°API= 42
Ptp=2,014 psi
Est .=7/8”
N3
N4
N4
N4
I
PT 6,525 m
I: 5,605-5,650 m.
Qo=3,609 bpd
Qg=22.87 mmpcd
°API=40
Est. =5/8”
I
I: 6,065-6,115 m.
Qo=3,846 bpd
Qg=16.99 mmpcd
°API= 43
Ptp=2,141 psi
Est .=7/8”
N5
PT 5,728 m
PT 6,230 m
PT 6,230 m
Figura 4.3 Correlación estratigráfica del pozo Tsimin-1DL con pozos vecinos.
rrelación estratigráfica que existe entre Tsimin-1DL
con los pozos cercanos.
Trampa
Para el yacimiento del Jurasico Superior Kimmeridgiano y Cretácico se tiene una trampa de tipo estructural, correspondiente a un anticlinal alargado con
orientación SE-NW delimitado por fallas inversas que
siguen la misma orientación del anticlinal, la roca es
una caliza ligeramente fracturada para el Cretácico y
el Jurásico Superior Kimmeridgiano está constituido
de Dolomías y calizas dolomitizadas de tipo Packstone
a Grainstone de oolitas.
En la figura 4.4 se muestra una sección sísmica que
muestra el tipo de entrampamiento en donde cada
pozo está ubicado en bloques diferentes.
impregnación de aceite, en su origen fue packstone a
grainstone de oolitas, ooides y pellets, con porosidad
secundaria intercristalina, móldica, en fracturas y en
cavidades de disolución de 8-10 por ciento, es esta
zona se cortaron los núcleos 3 y 3 complemento. Las
facies de borde de banco, donde se cortó el núcleo
4, está representado por packstone a grainstone de
peletoides en partes dolomitizado, con porosidad
intergranular, intercristalina y en microfracturas de ±
4 por ciento, presenta regular impregnación de aceite.
Las facies lagunares están formadas por packstone
a grainstone de ooides y peletoides que presentan
impregnación de aceite en porosidad intergranular y
en microfracturas, con intercalaciones de mudstone
parcialmente dolomitizado (dolomía cripto a microcristalina) con impregnación de aceite en la porosidad
intercristalina y en microfracturas.
Roca generadora
Roca almacén
La roca almacén en el banco oolítico del yacimiento
está constituida por dolomía mesocristalina con buena
La roca generadora es de edad Jurásico Superior
Tithoniano que se caracteriza por tener una distribución regional, está constituida por lutitas bituminosas
39
Descubrimientos
Tsimin-1DL
Tsimin-1
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Figura 4.4 Sección sísmica que ilustra la trampa en el campo.
y calizas arcillosas bituminosas. Se tienen espesores
máximos hasta 300 metros.
Roca sello
El sello superior para el yacimiento del Jurásico Superior Kimmeridgiano son las lutitas y el mudstone
arcilloso de edad Jurásico Superior Tithoniano constituido por mudstone a wackestone café oscuro y gris
oscuro arcilloso, con pequeñas intercalaciones de
lutita gris oscuro a negro, calcárea en partes arenosa y
de aspecto bituminoso, con espesores hasta 365 m.
energía del tipo packstone a grainstone de ooides y
oolitas, con cantidades menores de pisolitos, con una
textura grano soportada, que corresponden a facies
de bancos oolíticos.
Las pruebas de producción aportan 17 millones de
pies cúbicos gas natural y 3,820 barriles de condensado por día en su primer intervalo, mientras que
en el segundo 16.2 millones de pies cúbicos y 3,787
barriles por día. Las relaciones gas – condensado y la
densidad de los mismos de alrededor de 43 grados
API confirman que se trata de un yacimiento de gas
y condensado.
Yacimiento
Reservas
En el yacimiento del Jurasico Superior Kimmeridgiano, la base de esta secuencia está representada por
cuerpos oolíticos con intercalaciones de terrígenos
finos lo que representa ambientes de baja energía y
cercanos a la costa (ambiente lagunar). Hacia la cima
del Kimmeridgiano la roca es litológicamente homogénea y están constituidas por dolomías correspondientes en su origen a litofacies de carbonatos de alta
40
Las reservas totales de petróleo crudo equivalente
incorporadas equivalen a 348.8 millones de barriles.
Utsil-1
El pozo exploratorio Utsil-1 que se localiza a 132 km
al NW de Ciudad del Carmen, Campeche, y a 5.5 Km
Las reservas de hidrocarburos de México
Nab
Numan
Kayab
Yaxiltun Tekel
Kach
Kastelan
Alak
Batab
Taratunich
Onel
Akpul
Noxal
Och
Kax
Lalail
Xulum
Pol
Uech
Behelae
Ichalkil
Sinán
Sikil
Kopó
Citam
Hayabil
Tsimin
Tabscoob
Hokchi
Poctli
Itla
Tecoalli
Xanab
Xux
Kab
Cantarell
Abkatún
Chuc
Ayín
Lakach
Utsil-1
Tson
Phop
Maloob
Ayatsil
Bacab
Zaap
Ku
Ek-Balam
Chapabil
Tamil
Tunich
Baksha
Pit
T kí
Takín
Caan
Etkal
Homol
Chuhuk
Chukua
Kix
Yum
May
Yaxché
Frontera
Cd. del Carmen
Amoca
Yetic
Namaca
Coatzacoalcos
Figura 4.5 Plano de localización del campo Utsil.
al NE del pozo Tekel-1, geológicamente se ubica en
la porción noroeste de la Fosa de Comalcalco, en
el borde con el Pilar de Akal, figura 4.5. Alcanzó la
profundidad de 3,950 m, resultando productor de
aceite de 9.5 grados API en rocas de Cretácico Medio y Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior
(BTPKS) con un gasto de aceite de 3,207 barriles por
días y 0.5 millones de pies cúbicos de gas por día con
bombeo electro centrífugo.
Geología estructural
La estructura donde se ubica el pozo Utsil-1 se define como un anticlinal angosto de 2.2 kilómetros
de ancho por 5.7 kilómetros de longitud, orientado
Este-Oeste y limitado en ambos flancos por fallas
inversas. Se considera a esta estructura como un
anticlinal alterno y adyacente a la estructura Numán,
si bien tiene una posición estructural más baja, figura 4.6.
Estratigrafía
La columna geológica del campo, comprende rocas
sedimentarias que van en edad desde el Jurásico Superior Tithoniano al Reciente-Pleistoceno. Sus cimas
cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis e
identificación de foraminíferos planctónicos índices
en las muestras de canal y núcleos, así como por
marca eléctrica. Con la perforación del pozo exploratorio Utsil-1 se descubrió el yacimiento del Cretácico
de aceite pesado, cuya cima en la Brecha Terciario
Paleoceno Cretácico Superior a 3,562 m y la base del
yacimiento a 3,787 m (dentro del Cretácico Medio) a
nivel del pozo.
Trampa
El pozo Utsil-1 fue perforado en la porción central de
la estructura, como se observa en la sección sísmica
de la figura 4.7. El yacimiento del campo, a nivel de
41
Descubrimientos
Figura 4.6 Mapa estructural de la cima de la Brecha-Cretácico.
Tekel-1
Utsil-1
Numan-1
2,000
3,000
4,000
5,000
Figura 4.7 Correlación sísmica entre las estructuras Numan, Utsil y Tekel para la cima de la BrechaCretácico.
42
Las reservas de hidrocarburos de México
intercalaciones de dolomía micro a mesocristalina
y mudstone a wackestone dolomitizados de intraclastos y bioclastos, la porosidad principal es de tipo
secundaria intercristalina y en fracturas, con regular
impregnación de aceite, la permeabilidad se ve incrementada por fracturamiento.
la Brecha del Cretácico Superior, está definido en su
entrampamiento por una componente estructural.
Roca almacén
La roca almacén, para la parte superior del Cretácico
está constituida por una brecha sedimentaria en partes dolomitizada, compuesta por clastos hasta de 20
centímetros de mudstone, wackestone y dolomías,
con porosidad secundaria intercristalina, en fracturas
y en cavidades de disolución con buena impregnación de aceite, la permeabilidad se ve incrementada
por fracturamiento y disolución, ver figura 4.8. En
el Cretácico Medio la roca almacén la componen
Roca generadora
En lo que respecta a la roca generadora, los resultados de los biomarcadores permiten definir que
los hidrocarburos se generaron en rocas del Jurásico Superior Tithoniano en un ambiente marino
carbonatado.
Núcleo 1
Pi
45°
45°
BTp-Ks
N1
II
Intervalo
propuesto:
3,575-3,655 m
BTp-Ks
Núcleo 2
N2
Km
I
Intervalo
propuesto:
3,700-3,780 m
Km
Ki
N3
JsT
Figura 4.8 Roca almacén de la Brecha-Cretácico Superior.
43
Descubrimientos
Roca sello
La roca sello en la parte superior del yacimiento
está constituido por 110 m de lutita bentonítica del
Paleoceno, la base del yacimiento está definida por
un cambio litológico estableciéndose un límite físico
a 3,787 m a nivel del pozo Utsil-1.
Yacimiento
El yacimiento se ajusta a un modelo de yacimiento
homogéneo infinito con almacenamiento variable,
asociado a la distribución del modelo sedimentario de
las Brechas; en la prueba de presión producción en
el intervalo II 3,575-3,655 metros verticales bajo mesa
rotaria, se obtuvo una presión estática de yacimiento
de 219.8 kilogramos por centímetro cuadrado (3,126
libras por pulgada cuadrada), con una temperatura de
109 grados Celsius (228 grados Fahrenheit), resultando productor de aceite de 9.5 ºAPI; con un gasto de
aceite de 3,207 barriles por día y un gasto de gas de
0.49 millones de pies cúbicos por día por estrangulador de 2”, con equipo de bombeo electro centrífugo
operando con una frecuencia de 62 Hz.
Reservas
Se construyó el modelo estático del yacimiento con la
finalidad de calcular los volúmenes originales y de reservas de hidrocarburos en sus diferentes categorías
(probadas, probables y posibles). El volumen original
total o 3P estimado es de 811.1 millones de barriles
de aceite y 136.6 miles de millones de pies cúbicos
de gas. Las reservas originales totales o 3P son 104.0
millones de barriles de aceite y 17.8 miles de millones de pies cúbicos de gas con un área total de 10.9
km2, que en conjunto equivalen a 104.0 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas
probadas de petróleo crudo equivalente ascienden a
26.8 millones de barriles y las reservas probadas más
probables 2P 46.8 millones de barriles, con un área de
5.8 km2 y 8.2 km2 respectivamente. Los factores de
recuperación de hidrocarburos para cada una de las
44
categorías de reservas se estimaron con un modelo
de simulación inicial.
4.3 Descubrimientos terrestres
Las Cuencas productoras de gas no asociado en la
Región Norte del país continúan aportando nuevos
yacimientos con acumulaciones comerciales; volúmenes de gas húmedo y de gas seco siguen siendo
descubiertos en las cuencas de Burgos y de Veracruz.
En la Región Sur las Cuencas del Sureste en su porción terrestre aportaron nuevos yacimientos de gas y
condensado, de aceite ligero y súper ligero. De manera integrada las Regiones Sur y Norte incorporaron
reservas 3P por 405.6 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente representando el 28.2 por ciento del
total nacional de las reservas 3P incorporadas en 2010.
La fase aceite de petróleo crudo equivalente equivale
a 269.2 millones de barriles y la fase de gas natural es
de 626.3 miles de millones de pies cúbicos.
Los yacimientos terrestres más trascendentes del
2010 se descubrieron en las Cuencas del Sureste
dentro de la Región Sur. La incorporación de aceite
de estos yacimientos fue de 258.2 millones de barriles y la de gas natural fue de 384.8 miles de millones
de pies cúbicos, estos volúmenes en conjunto documentan un valor de 347.9 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. Las mayores volúmenes
de reservas durante 2010 realizadas en la Región
Sur se obtuvieron con los pozos Pachira-1 del Activo
Integral Samaria-Luna y con Bricol-2DL del Activo
Integral Bellota-Jujo.
La incorporación de reservas 3P en la Región Norte
fue de 57.6 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, el gas no asociado de las cuencas de
Burgos, Sabinas y Veracruz participa con el 81.0 por
ciento de este volumen. El gas natural no asociado
incorporado en 2010 por la Región Norte es de 239.3
miles de millones de pies cúbicos, de este volumen
sobresale la participación del 59.4 por ciento del Ac-
Las reservas de hidrocarburos de México
39.8 kilómetros al Sureste del pozo Kabuki-1, figura 4.9.
Geológicamente se encuentra en la Cuenca Terciaria
de Veracruz y sísmicamente sobre la traza 1312 de la
línea sísmica 872 del estudio sismológico Tesechoacán
3D. Pertenece al Activo Integral Veracruz.
tivo Veracruz, con el descubrimiento del pozo Rabel-1
en arenas del Mioceno Medio e Inferior productoras
de gas seco. Los descubrimientos de la Cuenca de
Burgos son menores en tamaño comparados con el
resto de las cuencas, en parte por tratarse de una
cuenca muy explorada y madura en cuanto a la cantidad de descubrimientos que históricamente se han
registrado en ella y en parte por ser gasífera. Aún con
esta condición la cuenca de Burgos sigue aportando
descubrimientos como los descubiertos por los pozos
Cucaña-1001, Monclova-1001 y Jaraguay-1.
El pozo logró su objetivo al resultar productor de gas
seco en el intervalo 2,081-2,095 metros bajo la mesa rotaria, en sedimentos de edad Mioceno Medio y alcanzó
una profundidad total de 2,240 metros. El yacimiento
está constituido por un cuerpo masivo de areniscas
de grano fino a medio con intercalaciones de lutita,
que corresponden a un sistema de depósito de facies
canalizadas y desbordes proximales a distales.
Cuenca de Veracruz
Rabel-1
Geología estructural
El pozo Rabel-1 se localiza en el Sureste de la República
Mexicana, en la parte Sur del estado de Veracruz, a 16.3
kilómetros al Noroeste de la ciudad de Isla, Veracruz y a
El pozo se ubica en el flanco Noroeste de una estructura con orientación Noroeste-Sureste, que tiende a
N
O
Veracruz
E
S
Miralejos
Golfo de México
Cópite
Vistoso
Mata Pionche
Playuela
Alvarado
Mecayucan
Madera
Apertura
Angostura
Papán
Cocuite
Lizamba
Perdiz
Tierra Blanca
Kabuki
Estanzuela
Cosamaloapan
Arquimia
San Pablo
Rincón Pacheco
Nopaltepec
Mirador
Veinte
Novillero
Tres Valles
Cauchy
0
10
Rabel‐1
20 Km.
Figura 4.9 Mapa de ubicación del pozo Rabel-1.
45
Descubrimientos
Rabel-1
SW
Mapa RMS con contornos en profundidad c/50 m.
NE
LS_MS_05_73
1,200
LS_MS_06_98
1,400
Yacimiento
Prof. 2,095 mbnm
1,600
Área =4.5 km2
PP1:
Pwh= 3,170 psi
Qg= 7.03 mmpcd
Est. 5/16”
LS_MS_09_26
LS_MM_11_70
1,800
P.T. 2,240 mbmr / 2,220 mbnm
L 872
L-872
Rabel-1
NW
SE
LS_MS_05_73
Rabel-1
1,200
Najucal-1
LS_MS_06_98
1,400
LS_MS_09_26
1,600
PP1:
Pwh= 3,170 psi
Qg= 7.03 mmpcd
Est. 5/16”
1 Km
1,800
P.T. 2,240 mbmr / 2,220 mbnm
1 km
LS_MM_11_70
T-1312
Figura 4.10 Línea y traza con anomalía de amplitud RMS que ilustran el comportamiento estructural del yacimiento Rabel-1.
levantarse hacia el Sureste, ésta se caracteriza por
altos valores de amplitud sísmica, asociadas a sistemas canalizados y depósitos de abanico de piso de
Rabel-1
cuenca de aporte múltiple, de forma alargada con una
longitud de 6.5 kilómetros y ancho variable, como se
observa en la figura 4.10.
Abanico submarino de piso de cuenca
N
O
E
S
Iliniza-1
N1
RABEL-1
Najucal-1
Canal/complejo de canal
D b d proximal
Desborde
i l
Desborde distal
1 Km
Figura 4.11 Mapa de facies sedimentarias y registros que muestran el modelo
sedimentológico del yacimiento.
46
Las reservas de hidrocarburos de México
clasificación, su porosidad es de tipo intergranular,
con lutitas intercaladas que presentan laminaciones
paralelas y cruzadas, los clastos están subredondeados, con buena clasificación, que corresponden a
un complejo de canales pertenecientes a un abanico
submarino, figura 4.12.
Estratigrafía
En la Cuenca Terciaria de Veracruz se han identificado
5 unidades productoras, que van desde el Mioceno Inferior al Plioceno Inferior, dentro de éstas se encuentra
el yacimiento del campo Rabel, en la que corresponde
al cuerpo MM_11.7 del Mioceno Medio, tiene como
límite inferior la discordancia LS_MI_16_38 y como
límite superior a una máxima superficie de inundación
MSI_MM_11_20, el rango de edad establecido es de
11.2 a 11.7 millones de años. El ambiente sedimentario corresponde a un abanico submarino cuyas facies
están representadas por un complejo de canales y
desbordes proximales a distales, figura 4.11.
Roca generadora
La composición molecular del gas del pozo Rabel-1
(intervalo 2,081-2,095 m) indica presencia de Gas
Seco (contenido de Metano=95.6 por ciento) y la
composición isotópica indica que es de tipo Biogénico (Delta Carbono 13 = -66.66). Estos datos
muestran una mezcla de gas biotermogénico, sin
embargo el de mayor porcentaje es de tipo biogénico que proviene de las rocas generadoras del
Mioceno, encontrado en casi todos los pozos que
han cortado esta formación en la porción Norte del
área y cuya información geoquímica ha reportado
un COT (Contenido Orgánico Total) residual de 0.9
por ciento (1.5 por ciento original) proveniente de
un Kerógeno tipo III. El gas biogénico es generado
por la reacción química bacteriana con la materia
orgánica a profundidades menores a 1000 metros,
se lleva a cabo a temperaturas menores de los 80°
Celsius y en ambientes con rápida y alta tasa de
sedimentación.
Trampa
El objetivo corresponde a una trampa de tipo combinada, ligeramente flanqueada hacia la porción Oriente de la
cima de la estructura Rodríguez Clara, cuyo alineamiento
tiende a levantarse hacia el Sureste, de forma alargada
y con una orientación en dirección Noroeste-Sureste,
cubriendo un área de 4.5 kilómetros cuadrados.
Roca almacén
La roca almacén del yacimiento Rabel se compone de
una arenisca masiva de grano fino a medio, con buena
Desborde distal
Canal principal
ɸ= 32%
k= 1,102 md
D
A
B
ɸ= 29%
k= 741 md
A
C
B
A
ɸ= 30%
k= 1,009 md
A
B
E
A
ɸ= 28%
k= 622 md
D
C
C
A
B
A
ɸ= 28%
k= 684 md
ɸ= 31%
k= 443 md
C
A
Mecanismo
transporte
Interturbidita
Generalmente lutita
intemperizada
Suspensión
D
Laminación paralela sup.
Mezcla
C
Laminación en rizaduras,
ondulante o convoluta
B
Laminación en planos
paralelos
A
Masiva a gradada
E
Tracción
A
ɸ= 30%
k= 1,399 md
Características
A
D
ɸ= 30%
k= 1,801
1 801 md
ɸ= 31%
k= 1,053 md
Tamaño
grano
ɸ= 29%
k= 611 md
ɸ= 30%
k= 337 md
ɸ= 26%
k= 30 md
A
Secuencia Bouma ideal
ɸ= 28%
k= 682 md
ɸ= 28%
k= 593 md
Lodo
A
2,089
ɸ= 31%
k= 531 md
A
Arena
Limo
ɸ= 25%
k= 406 md
ɸ= 31%
k= 583 md
ɸ= 30%
k= 540 md
ɸ= 29%
k= 781 md
ɸ= 28%
k= 623 md
A
A
Arena
a granulado en la base
Canal
2,081
Suspensión
Bouma, 1962
Figura 4.12 Calidad de la roca almacén del yacimiento Rabel.
47
Descubrimientos
Roca sello
La información que se tiene de toda la columna estratigráfica de la cuenca, aunada a los datos sísmicos
y a los patrones de registros geofísicos de los pozos
existentes en el área, evidencian la existencia de espesores considerables de rocas arcillosas (20 a 400
metros) e inducen a postular que dichos espesores
de lutitas funcionan como sellos regional y local para
todas las trampas que contienen los hidrocarburos de
la Cuenca Terciaria de Veracruz.
Yacimiento
El análisis petrofísico de los registros geofísicos
para el yacimiento Rabel (2,080-2,121 m) definió un
espesor bruto y neto de 41 y 36 metros respectivamente, una relación neto/bruto de 87 por ciento
y un espesor neto impregnado de 30 metros. La
porosidad calculada fue de 28 por ciento, una permeabilidad de 709 milidarcys, saturación de agua
(Sw) de 20 por ciento y un volumen de arcilla (Vcl)
de 14 por ciento. Para el núcleo 1 cortado en el
yacimiento la porosidad varía de 25 a 31 por ciento
y la permeabilidad de 23 hasta 1500 milidarcies. El
pozo resultó productor de gas seco con 7.0 millones
de pies cúbicos por día.
Reservas
Con la evaluación del modelo geológico integral, se
determinaron los parámetros necesarios para evaluar
la reserva técnica del yacimiento, definiendo un área
total de 4.9 kilómetros cuadrados; con una reserva
probada de gas natural de 54.5 miles de millones de
pies cúbicos, una reserva probada más probable de
73.9 miles de millones de pies cúbicos y finalmente
142.1 miles de millones de pies cúbicos en la reservas
probadas más probables más posibles.
Cuencas del Sureste
Pachira-1
El pozo Pachira-1 se localiza al Este de la ciudad de
Paraíso, Tabasco y al Noroeste del campo Sen, figura
4.13. Geológicamente se encuentra en el límite Oriental de la Cuenca Reforma-Comalcalco.
N
O
E
S
Pachira-1
Figura 4.13 Plano de localización del campo Pachira.
48
Las reservas de hidrocarburos de México
Cretácico Superior
Cretácico Medio
Figura 4.14 Mapas estructurales de los horizontes Cretácico Superior y Medio.
Geología estructural
Trampa
El modelo estructural del área se observa en la figura
4.14; donde se puede ver el comportamiento estructural que sube hacia el campo Sen y baja hacia el pozo
Pachira-1, separado por un anticlinal en la zona del
pozo de Melocotón-1. Forma parte del alineamiento
estructural Sen-Pachira donde ambos pertenecen al
bloque cabalgante limitado al Este por una falla inversa
de dirección Noroeste-Sureste con caída al Oeste.
La trampa es un anticlinal con orientación NoroesteSureste, limitado al Este por una falla inversa y hacia
el Norte, Sur y Oeste, presenta cierre estructural por
buzamiento de sus capas. Sus dimensiones son 2 kilómetros de ancho por 3 kilómetros de largo para una
superficie aproximada de 6 kilómetros cuadrados para
el Cretácico Medio y 3 kilómetros de largo por 3 kilómetros de ancho para una superficie aproximada de
9 kilómetros cuadrados para el Cretácico Superior.
Estratigrafía
Roca almacén
La columna geológica explorada en este campo incluye rocas que varían en edad del Cretácico Medio
al Plioceno-Pleistoceno, se interrumpe la columna a
nivel Albiano Inferior por efecto de una falla inversa
que repite los estratos del Terciario, probablemente
Paleoceno-Eoceno. Se encuentra discordante el límite
Mioceno-Oligoceno por ausencia del Oligoceno Superior, figura 4.15.
La roca almacén del Cretácico Medio consiste de
mudstone-wackestone recristalizado, fracturado y
micro fracturado, con impregnación de aceite ligero
y residual, figura 4.16. El espesor bruto de estas rocas
es de 226 metros, con un espesor neto impregnado
de 85 metros, el medio ambiente de depósito es de
cuenca.
49
Roca Sello
Ambiente
Litología
Roca Almacén
Edad
Periodo
Sistema
Descubrimientos
Cretácico Superior
Plioceno
Pleistoceno
.
T e r c i a r i o
.
T
Mioceno
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
T T T T
2,015 m
.
T
T T. T. T . T . T. T
. . . . . .
. . . . .
. . . . . .
T
T T T T
T
T T T T T T T
. .. . . . . .
. . . . . . .
Sal
Oligoceno
4,190 m
T
T
Eoceno
T
T T
T
T T
T
T
T
.
. .
. . . .. .
. . . .
. . . . .
Paleoceno
4,650 m
4,920 m
5,275 m
5,430 m
Maastrichtiano
Superior
S
5,500 m
Campaniano
Cretácico Medio
Cretácico
Santoniano
Coniaciano
Turoniano
5,890 m
Cenomaniano
5,900
Medio
Intervalo productor
5,900-5,920 y 5,953-5,962
Aceite= 3,019 bd 41.6 °API
Gas= 7.904 mmpcd
Estrangulador = 1/2”
5,920
5,953
Albiano
Superior
5,962
6,035 m
Albiano
Albi
Medio
Albiano
Inferior
Indeterminado
T
T
T
T T T T
T T T
T
T
6,115 m
P.T. 6,253 m
Ambientes
Rampa interna
Rampa externa
Cuenca
Falla inversa
Figura 4.15 Columna estratigráfica presente en el campo.
La roca almacén del Cretácico Superior consiste de
mudstone-wackestone recristalizado, fracturado y
micro fracturado con impregnación de aceite residual y ligero en porosidad secundaria intercristalina
y microfracturas.
tos, corresponde a un mudstone arcillo-carbonoso
con alto contenido de materia orgánica perteneciente
al Jurasico Superior Tithoniano.
El espesor bruto de estas rocas es de 155 metros,
con un espesor neto impregnado de 83 metros.
El ambiente de depósito de estas rocas es de
cuenca.
La información que se tiene de la columna estratigráfica de la cuenca, además de los datos sísmicos y
los registros geofísicos de los pozos existentes en el
área, proporcionan la existencia de espesores considerables de rocas arcillosas e inducen a postular que
los espesores de lutitas del Paleógeno y margas del
Cretácico Superior funcionan como sellos regional y
local para las trampas que contienen los hidrocarburos en el área.
Roca generadora
La información existente en el área nos indica que la
roca generadora de hidrocarburos en estos yacimien-
50
Roca sello
Las reservas de hidrocarburos de México
Luz natural
Epifluorescencia
Cretácico Superior
Int. potencial
Int. no disparado
Cretácico Medio
Intervalo productor
5,900-5,920
5,953-5,962
Figura 4.16 Micrografías que muestran la calidad de la roca almacén del yacimiento Cretácico Medio.
Yacimiento
Los yacimientos están constituidos por mudstonewackestone recristalizado, con porosidad intercristalina y microfracturas, con impregnación de aceite
ligero, la presencia de manifestación de hidrocarburos
inicia desde la profundidad de 5,785 metros desarrollados, con lecturas altas de gas en el lodo.
Los resultados obtenidos de la evaluación petrofísica
para el Cretácico Superior, en el intervalo 5,739-5,896
metros desarrollados bajo la mesa rotaria (5,407-5,562
metros verticales) aportaron: un espesor bruto de 155
metros, un espesor neto impregnado de 83 metros,
para una relación neto-bruto de 0.5, con una porosidad promedio de 5.3 y saturación de agua promedio
de 2.3 por ciento.
Para el Cretácico Medio, que resultó productor de
aceite de 39° grados API, en los intervalos 5,900-5,920
y 5,953-5,962 metros, con una producción de 3,019
barriles diarios de aceite y 7.5 millones de pies cúbicos de gas, la presión de fondo es de 569 Kilogramos
sobre centímetros cuadrado (kg/cm2). Se estimo un
espesor bruto de 226 metros, espesor neto impregnado de 85 metros, con una relación neto-bruto de
0.38, porosidad y saturación de agua de 3.6 y 22 por
ciento, respectivamente.
Reservas
Las reservas totales o 3P estimadas para el bloque
Pachira fueron de 25.0 millones de barriles de
aceite, 66.9 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural y 40.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. Las reservas de petróleo crudo
equivalente para la categoría probada, equivalen
a 24.2 millones de barriles, mientras que en la
categoría de posible se tienen 16.2 millones de
barriles.
51
Descubrimientos
Bricol-2DL
El campo Bricol se encuentra en el área productora
Chiapas-Tabasco, 13 kilómetros al Oeste de la ciudad
de Comalcalco, Tabasco, figura 4.17, dentro de la jurisdicción del Activo Integral Bellota-Jujo. El campo
se conforma por una estructura asimétrica compuesta
por tres altos estructurales, con orientación aproximada Noroeste-Sureste. Actualmente se cuenta con
4 pozos productores en este campo, todos a nivel
del Jurásico Superior Kimmeridgiano, sumando una
producción promedio de 17,500 barriles por día de
aceite volátil de 37 grados API y 23 millones de pies
cúbicos diarios de gas.
Geología estructural
El campo Bricol se conforma por una estructura asimétrica compuesta por tres altos estructurales, con
orientación aproximada Noroeste-Sureste, figura
4.18. Como se alcanza a apreciar en la figura, los bloques I y II de Bricol, son aproximadamente paralelos a
los bloques de Yagual y Chinchorro, respectivamente.
Hacia el flanco Este, ambos bloques están limitados
por fallas inversas asociados a una dualidad de tectónica salina y esfuerzos compresivos. El bloque III se
encuentra más bajo que los otros dos, aparentemente
debido a un colapso por evacuación de sal.
Estratigrafía
La columna atravesada por los pozos perforados hasta
la fecha, comprende rocas que varían en edad, desde
el Jurásico Superior Kimmeridgiano, hasta rocas de
edad Plioceno-Pleistoceno. La sección estratigráfica
de la figura 4.19 ilustra la interpretación estratigráfica,
a nivel del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano, entre los pozos de este campo. Todos ellos son
productores a nivel Kimmeridgiano.
Las rocas del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano, dada la presencia de bancos oolíticos en la unidad 2 del pozo Bricol-2DL, se infiere corresponden a
un ambiente de depósito de rampa de alta energía.
Figura 4.17 Mapa de ubicación del campo Bricol.
52
Las reservas de hidrocarburos de México
N
O
E
S
Bricol--1
Bricol
Figura 4.18 Configuración en profundidad de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.
Bi l1
Bricol-1
B i l 21
Bricol-21
1,272m
0
B i l 1DL
Bricol-1DL
1,190m
B i l 2DL
Bricol-2DL
7,699m
Jurásico Tithoniano
-100
Rampa externa ?
Sedimentos
de alta
energía,
bancos
oolíticos
Qo = 1,487 bpd
JSK2
Qo = 8,700 bpd
JSK2
Sedimentos de baja energía
Rampa interna
-300
Qo = 5,215 bpd
JSK3
-400
-500
5,872-6,003 md
(agujero descubierto)
Est. 3/8”
Qo = 5,215.78 bpd
Qg = 7.36 mmpcd
RGA = 351 m3/m3
PTP cdo = 501 kg/cm2
API =36°
6,170-6,543 md
(agujero descubierto)
Est = ½”
Qo = 8,700 bpd
Qg = 12.3 mmpcd
PTP = 472 kg/cm2
API = 37
-600
Intervalo productor
Intervalo disparado
Intervalos productores
??
Sin manifestar
Ju
urásico Kimmeridgiano
JSK1
-200
Dolomías
6,720-6,755 md
Est = 3/8¨
Qo = 1,487
1 487 bpd
Qg = 1.81 mmpcd
RGA = 218
PTP = 102 kg/cm2
API = 37
JSK4
Figura 4.19 Sección estratigráfica entre los pozos del campo Bricol.
53
Descubrimientos
Trampa
Las trampas que conforma este yacimiento a nivel
Mesozoico, son del tipo estructural, como se puede
apreciar en la figura 4.20. Las fallas inversas presentes
en el flanco Este de los bloques I y II, están asociadas
a la tectónica compresiva del área y representan un
cierre contra falla. Hacia el flanco Oeste de ambos
bloques, el cierre estructural se da por buzamiento,
aunque éste es más fuerte en el bloque I. Contrasta
con lo anterior el carácter estructural del Bloque III,
el cual se considera un bloque colapsado por evacuación de sal, motivo por el cual quedó más bajo
estructuralmente que los bloques generados por
compresión. Como referencia, el área del Bloque II
a nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano es de 23
kilómetros cuadrados.
Roca almacén
A nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano, en el
bloque I predomina la presencia de intervalos de
packstone de bioclastos recristalizado con microfracturas, algunas de ellas impregnadas de aceite ligero
y pesado; se tiene alternancia con algunos intervalos
de mudstone-wackestone y en menor cantidad de
Bricol-1
Bricol-1DL
intervalos de grainstone de oolitas correspondientes
con un ambiente de depósito de rampa interna. En el
bloque II, el pozo Bricol-2DL, es muy similar al bloque I
en la parte alta del JSK, solo que con menor presencia
de mudstone-wackestone; sin embargo, a partir de la
profundidad de 6,550 metros desarrollados y hasta la
profundidad total del pozo presentó una columna de
dolomía mesocristalina con microfracturas que no se
presentó en el bloque I. Dicha columna corresponde
con los intervalos productores de este pozo.
A nivel Cretácico Medio, la columna se caracteriza por
un mudstone de planctónicos y bioclastos, fracturado,
depositado en un ambiente de cuenca.
Roca generadora
Con base en los estudios geoquímicos de biomarcadores e isotopía que se han realizado en los aceites
de los campos del área, es clara la presencia de dos
subsistemas de generación para el área ChiapasTabasco: Tithoniano carbonatado y Cretácico Inferior.
En este caso la generación proviene de sedimentos
del Jurásico Superior Tithoniano. Las características
geoquímicas de estos aceites nos señalan que las
rocas generadoras tienen una afinidad a ambientes
Bricol-2DL
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
Figura 4.20 Sección sísmica en profundidad mostrando las fallas inversas que caracterizan el cierre estructural
hacia el flanco Este de los bloques Noroeste y Sureste.
54
Las reservas de hidrocarburos de México
marino-carbonatados, con baja proporción de arcillas
que fueron depositadas en condiciones de rampa.
Roca sello
El sello superior para el Jurásico Superior Kimmeridgiano lo constituyen rocas arcillo-calcáreas de cuenca,
de edad correspondiente al Tithoniano. Dichas rocas
han probado su efectividad como sello en los campos
que se tienen en el área. Para el Cretácico Medio, el
sello lo constituyen las margas y lutitas del Cretácico
Superior y Paleógeno.
Yacimiento
Para el correspondiente al Jurásico Superior Kimmeridgiano, está constituido por packstone de bioclastos
recristalizado, con microfracturas, algunas de ellas
impregnadas de aceite ligero y pesado; se tiene
alternancia con algunos intervalos de mudstonewackestone y grainstone de oolitas correspondientes
a un ambiente de depósito de rampa interna. El bloque del pozo Bricol-2DL, es similar al bloque I en la
parte alta del JSK, pero a partir, de la profundidad de
6,550 metros desarrollados, se presenta una dolomía
mesocristalina con microfracturas.
Este campo se descubrió con la perforación del
pozo Bricol-1, el cual se terminó en febrero de 2009,
probando el intervalo 5,872-6,003 metros (JSK) en
agujero descubierto, resultando productor de aceite
volátil de 37 grados API con 5,216 barriles por día y
7.4 millones de pies cúbicos por día de gas, por un
estrangulador de 3/8 de pulgada.
Posteriormente en febrero de 2010, se terminó el pozo
delimitador Bricol-1DL, el cual se probó en el intervalo
7,060-7,003 metros, sin manifestar. Se disparó en el
intervalo 6,720-6,755 metros (JSK), reportando una
producción de 1,487 barriles por día y 1.8 millones
de pies cúbicos diarios, por un estrangulador de 3/8
de pulgada, por lo que se dio una reclasificación de
reservas del Bloque-I.
En mayo de 2010, se terminó el pozo Bricol-21, quedando como productor en agujero descubierto en el
intervalo 6,170-6,542 m., con 8,680 barriles diarios y
12.3 millones de pies cúbicos por día, por un estrangulador de ½ pulgada, ajustándose gradualmente a
un nivel de producción similar al Bricol-1.
En diciembre de 2010, se terminó el pozo delimitador
Bricol-2DL, para evaluar el potencial del Bloque-II. Se
disparó el intervalo (JSK) 6,638-6,689 metros, aportando 1,971 barriles por día de aceite de 38 grados
API y 0.97 millones de pies cúbicos diarios de gas
por un estrangulador de 3/8”. Se realizó una prueba
de presión producción, determinándose con ella que
existía un daño de 40 debido a la penetración parcial,
por lo que se adicionaron los intervalos 6,540-6,575 y
6,605-6,620 metros; mejorando el flujo y alcanzando
la producción de 5,501 barriles y 5 millones de pies cúbicos diarios, por un estrangulador de ½ pulgada.
Reservas
Las reservas 3P estimadas para el bloque Bricol 2DL
fueron de 188.9 millones de barriles de aceite, 198.3
miles de millones de pies cúbicos de gas natural y
236.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas de petróleo crudo equivalente para
las categorías probada y probable son 31.4 y 163.2
millones de barriles respectivamente.
4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos
La dinámica de los volúmenes descubiertos en el
periodo de los últimos cuatro años (2007-2010), se
presentan en el cuadro 4.4, la agrupación es por
cuenca y las categorías de reserva se totalizan por
aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente. El
histórico de estas reservas corresponde al reportado
cada primero de enero del siguiente año.
La incorporación de nuevos yacimientos con volúmenes
comerciales se ha mantenido desde el 2007 por arriba
55
Descubrimientos
Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2007-2010.
Año
Cuenca
1P
2P
Aceite Gas natural Total
mmb
mmmpc mmbpce
3P
Aceite Gas natural Total
mmb
mmmpc mmbpce
Aceite Gas natural Total
mmb
mmmpc mmbpce
2007
Total
129.1
Burgos
0.0
Golfo de México Profundo
0.0
Sureste
128.8
Veracruz
0.3
244.3
49.4
0.0
160.6
34.3
182.8
9.6
0.0
166.4
6.8
467.5
0.0
0.0
466.7
0.8
944.8
80.4
242.6
556.2
65.6
675.4
15.7
47.6
598.9
13.2
708.3
0.0
0.0
706.1
2.2
1,604.0
168.4
708.8
650.6
76.2
1,053.2
32.6
138.9
865.2
16.5
2008
Total
Burgos
Sureste
Veracruz
244.8
0.0
244.8
0.0
592.0
40.7
440.8
110.6
363.8
7.4
335.2
21.3
681.5
0.0
681.5
0.0
1,134.8
57.8
798.2
278.9
912.4
10.5
848.3
53.6
1,095.6
0.0
1,095.6
0.0
1,912.8
267.1
1,331.9
313.8
1,482.1
48.9
1,372.9
60.3
2009
Total
Burgos
Sabinas
Sureste
Veracruz
276.4
0.0
0.0
276.4
0.0
566.2
58.6
49.0
451.4
7.2
388.9
12.3
9.4
365.8
1.4
617.7
0.0
0.0
617.7
0.0
1,277.9
115.5
59.0
1,096.2
7.2
879.2
24.4
11.3
842.0
1.4
1,008.1
0.0
0.0
1,008.1
0.0
3,733.0
226.3
72.5
3,427.0
7.2
1,773.9
48.1
13.9
1,710.5
1.4
2010
Total
Burgos
Sabinas
Sureste
Tampico-Misantla
Veracruz
136.6
0.0
0.0
136.6
0.0
0.0
455.7
20.2
6.2
374.8
0.0
54.5
230.8
4.3
1.2
215.1
0.0
10.2
352.8
0.0
0.0
352.8
0.0
0.0
903.8
40.3
10.4
779.2
0.0
73.9
543.0
8.4
2.0
518.7
0.0
13.8
877.8
0.0
0.0
866.8
11.0
0.0
2,724.0
78.0
19.1
2482.6
2.2
142.1
1,437.8
16.4
3.7
1380.2
11.0
26.6
del millón de barriles de petróleo crudo equivalente. El
valor más notorio de este periodo sigue siendo el volumen descubierto en 2009, sin embargo de los 1,437.8
millones de barriles de petróleo crudo equivalente
descubiertos en 2010, treinta y nueve por ciento son
aportados por el gas natural, y de esta fracción, el gas
natural no asociado representa el 73. 4 por ciento.
La historia de los últimos cuatro años de actividad exploratoria ha mantenido la incorporación de reservas
de aceite y gas natural en valores superiores a los mil
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
dando un promedio aritmético de incorporación igual
a 1,436.7.0 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente por año.
La incorporación de reservas nuevas es fruto del esfuerzo que Pemex Exploración y Producción realiza
56
año con año en sus proyectos, las componentes de
estos proyectos son Evaluación del Potencial, Incorporación de reservas nuevas y la Delimitación de lo
descubierto. La participación de cada uno de estos
componentes es estratégico para el resultado final de
todos los años, el éxito exploratorio. Nuevamente las
cuencas del Sureste fueron las del mayor aporte de
volúmenes nuevos, en estas cuencas destacan los
yacimientos de las Regiones Marinas ubicados en los
horizontes geológicos del Cretácico Superior y el Jurásico que son las rocas almacenadoras con mayores
acumulaciones en explotación y por desarrollar.
Desde el punto de vista del número de pozos con
éxito comercial, las cuencas del Sureste registraron
11 pozos en el 2010, le sigue la cuenca de Burgos con
9 pozos y finalmente las cuencas de Veracruz y de
Tampico-Misantla con 1 pozo respectivamente.
Las reservas de hidrocarburos de México
mmbpce
1,773.9
1,482.1
1,053.2
912.4
879.2
363.8
388.9
2008
2009
675.4
182.8
2007
1,437.8
3P
543.0
2P
230.8
1P
2010
Figura 4.21 Trayectoria de la restitución de las reservas
1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.
La comparación entre lo descubierto en 2009 con
respecto al 2010 refleja una reducción del 12.9 por
ciento de la fase aceite al pasar de 1,008.1 a 877.8
millones de barriles. Las proporciones de la composición del aceite descubierto en 2010 se ordenan de la
siguiente forma: 67.1 por ciento de aceite superligero, 29.0 por ciento de aceite pesado y 3.9 por ciento
de aceite ligero. El aceite superligero permitirá en el
corto plazo mejorar la mezcla del crudo mexicano de
exportación.
Comparando la fase gas natural, las reservas 3P descubiertas en 2010 reflejan una reducción del 27.0 por
ciento respecto al volumen descubierto en 2009, se
paso de 3,733.0 a 2,724.0 miles de millones de pies
cúbicos. Sin embargo, aún con esta disminución la
tendencia del gas sigue en ascenso desde el año 2007.
Del total del gas natural descubierto en 2010, 84.9 por
ciento corresponde al gas no asociado y 15.1 por ciento
están atribuidos al gas asociado. Las proporciones de
la composición del gas natural no asociado descubierto en 2010 se ordena de la siguiente forma: 89.7
gas y condensado, 7.6 por ciento gas seco y 2.7 por
ciento gas húmedo. Las cuencas gasíferas de Burgos
y Veracruz siguen aportando nuevos yacimientos y su
participación en el 2010 quedo registrada de la siguiente forma: Burgos 3.6 por ciento del total de gas natural
descubierto, Veracruz 5.2 por ciento del total de gas
natural descubierto. Las cuencas del Sureste aportaron
91.1 por ciento del total de gas natural descubierto.
La trayectoria de la tasa de restitución de las reservas
durante el período 2007 a 2010 se presenta en la figura 4.21, donde se aprecia el incremento sostenido
en los volúmenes incorporados de petróleo crudo
equivalente.
57