Descubrimientos - Relación con inversionistas

Descubrimientos
4
Las actividades exploratorias realizadas durante el
año 2012, han permitido a Petróleos Mexicanos (Pemex) alcanzar una de incorporación de reservas 3P
por 1,731.3 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, valor muy semejante a la cifra record de
1,773.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de 2009, valores máximos alcanzados desde la
adopción de los lineamientos internacionales emitidos
por el Petroleum Resources Management System
(PRMS), que publican en conjunto la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Association
of Petroleum Geologists (AAPG), el World Petroleum
Council (WPC) y la Society of Petroleum Evaluarían
Engineers (SPEE).
La incorporación de reservas 3P por descubrimientos
en 2012, se concentró principalmente en la Región
Norte, donde se alcanzó 43.5 por ciento de la incorporación total nacional, destacando los descubrimientos realizados por los pozos Trión-1, Bedel-1 y
Arbolero-1, este último pozo, productor en lutitas de
gas o yacimientos no convencionales. La Región Sur
por su parte contribuyó con el 29.8 por ciento de la
incorporación total, siendo los descubrimientos más
importantes los realizados con los pozos Navegante-1
y Teotleco-101. Con el descubrimiento realizado con
el pozo Kunah-1, la Región Marina Suroeste aportó el
21.9 por ciento; finalmente la Región Marina Noreste
contribuyó con el 4.9 por ciento.
Los trabajos exploratorios se continúan realizando en
todas las cuencas petroleras de México, pero durante
2012 destacaron los realizados en aguas profundas del
Golfo de México, donde dos grandes descubrimientos
fueron realizados; en la porción Norte, el campo Trión,
productor de aceite; y en la porción Sur el campo Kunah, productor de gas húmedo. En la porción terrestre
destacaron los descubrimientos del campo Navegante,
productor de aceite superligero en las Cuencas del Sureste y los descubrimientos realizados en yacimientos
no convencionales de lutitas gasíferas con los pozos
Arbolero-1 y Habano-1. Estos descubrimientos abren
grandes expectativas y áreas de oportunidades a
Pemex para continuar incorporando reservas en los
siguientes años. Asimismo, los volúmenes de reservas
descubiertos en el año 2012, superaron en 18.5 por
ciento el volumen incorporado en el año 2011, y permitieron alcanzar un tamaño de los descubrimientos de
75.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
lo que permitirá que el desarrollo de campos se ejecute
casi de manera inmediata.
Los resultados descritos anteriormente, fueron el
resultado de las grandes inversiones que Pemex Exploración y Producción destinó para la ejecución de
actividades exploratorias. Durante 2012, se invirtieron
33 mil 345 millones de pesos, mismos que fueron destinados principalmente a la terminación de 36 pozos
exploratorios y 1 delimitador, la adquisición sísmica
3D de 26,533 kilómetros cuadrados y la adquisición
sísmica 2D de 3,505 kilómetros. Todas estas actividades sin duda alguna están agregando valor a través
de una mejora gradual en la restitución de reservas,
estrategia que se debe continuar, considerando que el
periodo de maduración de los proyectos exploratorios
es de varios años, principalmente si consideramos los
proyectos en aguas profundas del Golfo de México.
La información que se presenta en este capítulo,
explica el volumen de reservas aportados por los
descubrimientos y su composición en las diferentes
categorías. Asimismo, para cada uno de los descubrimientos, se tiene su asociación a nivel de cuenca,
35
Descubrimientos
región, tipo de yacimiento e hidrocarburo; con lo cual
el lector podrá observar la estrategia exploratoria
orientada durante el año. Al final de este capítulo se
presenta información estadística más relevante acerca de estos elementos, así como la evolución de la
incorporación de reservas por actividad exploratoria
en los últimos años.
4.1 Resultados obtenidos
Durante el año 2012, Pemex Exploración y Producción alcanzó una tasa de restitución de reservas 3P
de 127.9 por ciento. Los volúmenes de reservas 3P
descubiertos, para el año citado, alcanzaron 1,731.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
cifra superior en 18.5 por ciento a los descubiertos
durante el año 2011. Las reservas 3P descubiertas
se lograron gracias a una campaña exploratoria que
incluyó áreas terrestres y marinas tanto en su porción
de aguas someras y aguas profundas; perforándose
oportunidades exploratorias en rocas de edad Mesozoica y Terciaria. En el cuadro 4.1 se resume, a nivel
de pozo exploratorio, las reservas incorporadas en la
categoría de reserva probada (1P), reserva probada
más probable (2P), y reserva probada más probable
más posible (3P), señalando el tipo de hidrocarburo
asociado a cada descubrimiento.
Cuadro 4.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2012.
Cuenca
Pozo
Campo
1P
2P
3P
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
PCE
mmb
89.7
207.4
187.6
1,510.3
850.9
4,059.3
1,731.3
Burgos
Forcado
Forcado-1
Mandarín
Mandarín-1
Organdí
Organdí-1
Paje
Paje-1
Tepozán
Tepozán-1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
27.9
3.6
6.9
7.1
7.7
2.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
45.7
9.7
10.6
10.5
10.3
4.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
60.2
15.0
12.2
15.7
12.8
4.5
12.8
3.2
2.4
3.4
2.9
1.0
Golfo de México Profundo
Kunah
Kunah-1
Supremus
Supremus-1
Trión
Trión-1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1,059.0
1,059.0
0.0
0.0
411.8
0.0
16.8
395.0
2,572.5
1,793.0
375.4
404.0
959.7
379.4
98.0
482.4
Sabinas
Anáhuac
Arbolero-1
Cougar
Percutor-1
Habano
Habano-1
Master
Master-1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
45.3
13.3
1.2
6.8
24.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
141.9
66.7
1.2
34.1
39.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
362.7
203.3
1.2
102.3
56.0
70.8
35.8
0.2
24.2
10.5
Sureste
Edén-Jolote
Jolote-101
Ixtoc
Ixtoc-22
Navegante
Navegante-1
Sunuapa
Sunuapa-401
Teotleco
Teotleco-101
76.1
10.8
45.1
4.2
11.0
5.0
127.6
17.4
49.0
11.9
14.9
34.3
138.5
16.8
69.5
16.2
28.0
8.0
239.5
27.1
77.6
45.5
35.0
54.4
358.4
23.9
69.5
183.0
28.0
54.0
1,024.0
38.7
77.6
512.5
35.0
360.3
599.5
33.6
84.0
304.9
36.6
140.4
Veracruz
Bedel
Bedel-1
13.6
13.6
6.7
6.7
49.1
49.1
24.3
24.3
80.7
80.7
39.9
39.9
88.4
88.4
Total 36
Las reservas de hidrocarburos de México
Dentro de los descubrimientos, destacan los importantes hallazgos realizados en aguas profundas del
Golfo de México; donde con la perforación del pozo
Trión-1, en un tirante de agua de 2,532 metros, se
descubrieron yacimientos de aceite y el pozo Kunah-1 realizó importantes descubrimientos de gas
no asociado en un tirante de agua de 2,154 metros.
Otros hallazgos no menos importantes se dieron
en las cuencas de Veracruz, Burgos y Sabinas; en
la primer cuenca se adicionó un descubrimiento de
aceite ligero con el pozo Bedel-1 y en los límites
entre la Cuenca de Burgos y Sabinas, se realizó la
perforación del pozo Arbolero-1, el cual descubrió
un yacimiento no convencional de lutitas gasíferas
en la formación Pimienta de edad Jurásico Superior,
siendo el primer yacimiento en este play descubierto
en México.
En el año 2012, la contribución de los descubrimientos de aceite fue 65.1 por ciento del total de reservas
3P incorporadas o 1,127.8 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente; mientras que la aportación de los descubrimientos de gas no asociado
que incluye el gas y condensado, fue de 34.9 por
ciento o 603.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente.
A nivel regional, destaca la incorporación de reservas
3P realizada en la Región Norte, donde se adicionaron
reservas por 752.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente o 43.5 por ciento con respecto a la
incorporación total del país. Entre los descubrimientos
más importantes efectuados en la Región Norte, destacan los del pozos Trión-1 del Activo de Producción
Poza Rica-Altamira que adicionó reservas 3P por 482.4
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Los trabajos exploratorios realizados en el Activo
de Producción Veracruz, dieron como resultados un
descubrimiento de aceite por 88.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente de reservas 3P a través
del pozo Bedel-1, este descubrimiento abre una gran
área de oportunidad para continuar descubriendo e
incorporando reservas en esta área. Finalmente, en
el Activo Integral Burgos, los trabajos realizados en
yacimientos no convencionales dieron como resultado dos descubrimientos en lutitas gasíferas mediante
Cuadro 4.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2012 por cuenca y región.
Cuenca
Región
1P
2P
3P
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
PCE
mmb
89.7
207.4
187.6
1,510.3
850.9
4,059.3
1,731.3
Burgos
Región Norte
0.0
0.0
27.9
27.9
0.0
0.0
45.7
45.7
0.0
0.0
60.2
60.2
12.8
12.8
Golfo de México Profundo
Región Marina Suroeste
Región Norte
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1,059.0
1,059.0
0.0
411.8
0.0
411.8
2,572.5
1,793.0
779.5
959.7
379.4
580.4
Sabinas
Región Norte
0.0
0.0
45.3
45.3
0.0
0.0
141.9
141.9
0.0
0.0
362.7
362.7
70.8
70.8
Sureste
Región Marina Noreste
Región Sur
76.1
45.1
31.0
127.6
49.0
78.5
138.5
69.5
69.0
239.5
77.6
161.9
358.4
69.5
288.9
1,024.0
77.6
946.4
599.5
84.0
515.5
Veracruz
Región Norte
13.6
13.6
6.7
6.7
49.1
49.1
24.3
24.3
80.7
80.7
39.9
39.9
88.4
88.4
Total
37
Descubrimientos
los pozos Arbolero-1 y Habano-1 que conjuntamente
adicionaron reservas 3P por 60.1 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente.
Por otra parte, en las Cuencas del Sureste, la Región
Sur aportó un total de 515.5 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente de reservas 3P; de los cuales el mayor descubrimiento fue realizado por el pozo
Navegante-1, que contribuyó con un total de 304.9
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
En la Región Marina Suroeste, el descubrimiento
más importante fue el realizado a través del pozo
Kunah-1, en aguas profundas del Golfo de México, y
que incorporó 379.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente de reservas 3P. Por último la Región
Marina Noreste incorporó 84 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente en reservas 3P.
En el cuadro 4.2 se detallan los valores de reservas incorporadas 1P, 2P y 3P a nivel de cuenca y su desglose
por región; mientras que en el cuadro 4.3 se resume
a nivel de región, las reservas incorporadas en las
categorías de reserva probada (1P), reserva probada
más probable (2P), y reserva probada más probable
más posible (3P), indicando el tipo de hidrocarburo
asociado a cada región.
Esta sección incluye un resumen estadístico y una
explicación técnica de los principales campos descubiertos, describiendo con detalle los más importantes,
ya sea por el monto de reservas incorporadas o por
sus cualidades estratégicas. De estos, se incluye una
breve descripción de sus principales características
geológicas, geofísicas, petrofísicas y de yacimientos,
así como el tipo de fluido dominante y sus reservas
incorporadas. Además, al final del capítulo se presenta una descripción de la evolución de las reservas
incorporadas, así como de la tasa de restitución por
actividades exploratorias durante los cuatro años
más recientes.
Cuadro 4.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2012 por tipo de hidrocarburo.
Aceite
Pesado
Ligero
Gas natural
Superligero
Asociado
Reserva Región
mmb
mmb
mmb
mmmpc
No asociado
G y C*
mmmpc
Gas húmedo
mmmpc
Gas seco
mmmpc
Total
mmmpc
107.4
1P
Total
4.3
65.4
20.0
99.9
34.3
34.7
38.5
Marina Noreste
0.0
45.1
0.0
49.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Marina Suroeste
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Norte
4.3
9.3
0.0
6.7
0.0
34.7
38.5
73.1
Sur
0.0
11.0
20.0
44.2
34.3
0.0
0.0
34.3
1,300.9
2P
Total
5.1
141.4
41.0
209.4
54.4
1,138.8
107.8
Marina Noreste
0.0
69.5
0.0
77.6
0.0
0.0
0.0
0.0
Marina Suroeste
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1,059.0
0.0
1,059.0
Norte
5.1
44.0
0.0
24.3
0.0
79.8
107.8
187.5
Sur
0.0
28.0
41.0
107.6
54.4
0.0
0.0
54.4
416.9
173.1
260.9
1,483.0
360.3
1,955.5
260.4
2,576.3
0.0
69.5
0.0
77.6
0.0
0.0
0.0
0.0
1,793.0
3P
Total
Marina Noreste
Marina Suroeste
Norte
Sur
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1,793.0
0.0
416.9
75.6
0.0
819.3
0.0
162.5
260.4
423.0
0.0
28.0
260.9
586.1
360.3
0.0
0.0
360.3
* G y C: yacimientos de gas y condensado
38
Las reservas de hidrocarburos de México
4.2 Descubrimientos marinos
Durante 2012, se tuvo una intensa actividad exploratoria en aguas profundas del Golfo de México, donde
los descubrimientos realizados por los pozos Trión-1
y Supremus-1 de la Región Norte, incorporaron en
conjunto 580.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. Las reservas incorporadas por descubrimientos marinos suman en total 1,043.7 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales
corresponden al aceite 481.2 millones de barriles y al
gas 2,650.0 miles de millones de pies cúbicos. A continuación se explica el detalle de los descubrimientos
marinos más significativos de 2012.
Cuenca del Golfo de México Profundo
Kunah-1
El pozo Kunah-1 se localiza en aguas territoriales del
Golfo de México, a 340 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche; a 127 kilómetros al Este
del Puerto de Veracruz, Veracruz; a 158 kilómetros al
Noroeste de Coatzacoalcos, Veracruz. Con respecto
a los campos vecinos, se encuentra a 50 kilómetros
al Noreste de Lakach y 33 kilómetros al Noreste de
Piklis. Descubrió cinco yacimientos de gas húmedo en
areniscas, uno en Mioceno Superior, uno en Mioceno
Medio y tres en Mioceno Inferior, figura 4.1.
Geología estructural
El área de estudio se ubica en la convergencia de tres
provincias geológicas: Porción Sur de las Cordilleras
Mexicanas, el Cinturón Plegado de Catemaco y el límite
Oeste de la Provincia Salina del Istmo. La estructura
de Kunah, ubicada en el límite Occidental del Cinturón
Plegado de Catemaco, es un anticlinal que se formó
como parte de un sistema contraccional compuesto por
alineamientos con dirección Noreste-Suroeste, figura
4.2, los cuales se interpreta fueron generados durante el
intervalo de tiempo Mioceno Tardío-Pleistoceno a consecuencia de la interrelación de la contracción debida
al evento Chiapaneco y los esfuerzos contraccionales
por gravedad de las Cordilleras Mexicanas. A nivel del
yacimiento dos del Mioceno Inferior (MI Yac-2), es un
anticlinal asimétrico de 22 kilómetros de largo por 5
kilómetros de ancho, formado como un pliegue por
propagación de falla con vergencia hacia el Noroeste.
Estratigrafía
La columna estratigráfica del pozo Kunah-1 está
constituida por rocas siliclásticas que van desde el
Figura 4.1 Ubicación del campo Kunah en aguas profundas del Golfo de México.
39
Descubrimientos
Cordilleras Mexicanas
Lakach-1
T.A. 988m
Piklis-1
T.A. 1,028m
Cinturón Plegado de Catemaco
Kunah-1
T.A. 2,147m
P.T. 3,813m
P.T. 5,431m
Provincia Salina del Istmo
P.T. 4,550m
Plioceno Inf.
Mioceno Sup.
Mioceno Medio
Mioceno Inf.
Oligoceno
Eoceno
Cretácico
Jurásico
Figura 4.2 Estilo estructural del campo Kunah.
Oligoceno Superior hasta el Reciente, depositadas
por sistemas turbidíticos en ambientes de cuenca y
base de talud, figura 4.3.
El Oligoceno Superior (4,550-4,447 metros), está
compuesto de areniscas compactas de cuarzo, feldespatos y líticos de grano fino a medio, regularmente
clasificadas y con matriz arcillosa. Hacia la base,
está representado por lutitas en parte arenosas y
bentoníticas.
El Mioceno Inferior (3,799-4,447 metros), está integrado por tres paquetes principales. El primero de
ellos de la profundidad de 4,261 a 4,447 metros,
está formado por areniscas de cuarzo y líticos de
grano fino a grueso, moderadamente clasificados e
intercalaciones de lutitas. El intermedio, en el intervalo 3,997-4,261metros, se compone de areniscas de
cuarzo y líticos de grano fino a muy grueso, de regular
a pobremente clasificados y con intercalaciones de
lutitas. El paquete superior, de 3,799 a 3,997 metros,
lo constituyen una areniscas de grano fino a medio,
de regular a pobremente clasificados e intercalaciones
de lutitas y bentonitas. Los yacimientos se ubican en
la parte superior y media.
40
El Mioceno Medio (3,314-3,799 metros), se encuentra dividido en dos zonas; la parte superior en el
intervalo comprendido de 3,314 a 3,429 metros, está
formado principalmente por lutitas de color gris claro y verdoso, bentoníticas, parcialmente arenosas y
calcáreas, con intercalaciones de areniscas de cuarzo,
de grano fino a medio, bien clasificados, ligeramente
arcillosas; mientras que la zona inferior de 3,429 a
3,799 metros, se constituye de areniscas de cuarzo,
líticos y feldespatos, de grano fino a grueso y en partes conglomeráticas, pobremente clasificados y con
intercalaciones de limolitas y lutitas. El yacimiento se
ubica en la parte superior.
El Mioceno Superior (2,758-3,314 metros), está representado por tres zonas; la superior, en el intervalo 2,758
a 2,845 metros, está constituido de intercalaciones de
lutitas gris claro y verdoso, parcialmente arenosas y
limolíticas; la parte media comprendida de 2,845 a
3,112 metros, formada por areniscas de cuarzo con
grano fino a medio, moderadamente clasificados y sin
arcilla, con intercalaciones de lutita; así mismo, la zona
inferior está representada por alternancias de lutitas
con areniscas de cuarzo de grano fino, moderadamente
clasificados. El yacimiento se ubica en la zona media.
Las reservas de hidrocarburos de México
LAKACH‐1
PIKLIS‐1
28 Km
T.A. 988.54 m
KUNAH‐1
33 Km
T.A. 1928 m
T.A. 2147 m
RHOB
ARENISCA
Depth
MD
RT
Litho CurvesLitho Curves1
LUTITA
Shale
Shale
AreniscaF
AreniscaF
GLOMERADO
GLOME RADO
2450 m
2490 m
DTCO
Track3
Track5
DSRTDL
DSPS ON
0.2OHMM 20 240US/F
Ω/m us/ft
Prof.
m
1.65 2.65
Track4
NPHI
RHOB
40 1.65G/C3
2.65
0.2 20 240 40
Depth
MD
NPHI
0.6
V /V
0
0.6 0
DTCO
1.65 2.65
Shale
Shale
Arenis caF
Arenis caF
RT
Ω/m RT
0.2
ohm .m
SONICO
DEN-NEU
us/ft
DTCO
20 240
US/F
Depth
MD
RHOB_1
40 1.65 g/cm 3 2.65
0.2 20 240 40
NPHI_1 0
0.6 V/V
RT
DTCO
Ω/m us/ft
LITOLOGI
NPHI
LITOLOG
CONG.
Shale
Shale
Arenis caF
Arenis caF
RT
SONICO
DEN-NEU
240 4040 1.65
0.6 0
0.2 20 20 240
ohm .m
US/F
g/cc 2.65
RT
DTCO
RHOB
0.2
0
NPHI
0.60
dec
0
Datum PLIOCENO INFERIOR
2700
2700
2540 m
2758 m
2800
2600
2806 m
2800
2645 m
2895 m
2700
2800 m
1.65 2.65
LUTITA
NPHI
LITOLOG
0.6
2668 m
2500
RT
LUTITA
LITOLOGI
Prof.
m
RHOB
ARENISCA
RHOB
ARENISCA
Prof.
m
MOCNL1
2900
2907 m
2900
3000
2800
3075 m
3100
2900
3140 m
2960 m
3000
3008 m
3100
3112 m
MOCNL2
MOCNL3
3200
3000
3200
3033 m
3300
3290 m
3100
3164 m
3360 m
3400
3230 m
MOCNL4
3300
3314 m
MIOCENO MEDIO
3200
3400
3447 m
3429 m
MOCNM1
3500
3300
3411 m
3500
3550 m
3600
3529 m
MOCNM2
3400
3600
3685 m
3700
3500
MOCNE1
3700
3800
3600
3799 m
3800
3900
MOCNE2
3700
3727 m
3930 m
3908 m
3900
4000
3800
MOCNE3
P.T. 3813 m
4067 m
4100
4121 m
MOCNE4
3997 m
4000
4100
4200
4200
4261 m
4300
4300
MOCNE5
4400
4400
4450 m
4447 m
4500
4500
P.T. 4550 m
4600
4700
4785 m
4800
4900
5000
5100
5200
5250 m OLIGOCENO MEDIO
5300
5400
P.T. 5431 m
Figura 4.3 Correlación estratigráfica entre los pozos Lakach-1, Piklis-1 y Kunah-1.
En el Plioceno-Reciente se cortaron sedimentos principalmente arcillosos.
Sello
Para todos los yacimientos, las rocas que funcionan
como sello corresponden a lutitas calcáreas. En cuanto al sistema de fallas; para el Mioceno Superior, las
normales ubicadas en la cresta, son de poca longitud
y desplazamiento, por lo tanto, no se considera que
dividan al yacimiento en bloques independientes. Para
el Mioceno Medio, los límites del yacimiento no se
ven afectados por la falla inversa ubicada al Noroeste.
Finalmente, los tres yacimientos del Mioceno Inferior,
que se encuentran limitados al Noroeste contra la falla
inversa, presentan buen sello.
Trampa
La trampa corresponde a un anticlinal asimétrico cuyo
eje principal se orienta en dirección Noreste-Suroeste.
A nivel Mioceno Superior, la trampa presenta cierre
41
Descubrimientos
natural por echado de capas en cuatro direcciones.
A nivel Mioceno Inferior, el sello de la trampa es por
cierre contra falla inversa al Noroeste de la estructura.
La complejidad en la distribución de la roca almacén
y la variación lateral de propiedades petrofísicas asociadas a los sistemas canalizados de aguas profundas
hacen que la trampa de los yacimientos del Mioceno
Inferior y Superior sea clasificada como combinada.
Los límites de los yacimientos fueron establecidos
por atributos especiales derivados de la inversión
sísmica, figura 4.4, y los probadores dinámicos de
formación.
MI-Yac1
Kunah-1DL
Kunah-1
Roca almacén
Las rocas almacenadoras están constituidas por areniscas depositadas en ambientes marinos profundos,
característicos de canales submarinos y abanicos de
piso de cuenca. Para los yacimientos del Mioceno
Inferior las facies de la roca almacén se interpretaron
como de canal y desborde distal, y están constituidos
principalmente por areniscas de cuarzo, feldespatos
y líticos, de grano fino a medio, pobremente clasificados, moderadamente consolidada, ligeramente
arcillosa, con porosidad primaria intergranular de 10 a
20 por ciento, con intercalaciones de lutitas gris claro
y verdoso. Los yacimientos del Mioceno Superior, así
como el yacimiento del Mioceno Medio, están formados por intercalaciones de lutitas gris claro y verdoso,
parcialmente arenosa y limolítica, con areniscas de
cuarzo, micas y líticos gris claro, de grano medio a
fino, moderadamente clasificadas, no consolidadas,
ligeramente arcillosas, con una porosidad visual intergranular 10 a 15 por ciento.
Roca generadora
La presencia y madurez de la roca generadora se
ha determinado a partir de los hidrocarburos recuperados en los pozos productores del área, cuyos
valores isotópicos indican afinidad principalmente
con el Jurásico Superior Tithoniano y algún aporte
biogénico.
42
Área: 21 km2
Figura 4.4 Mapa de contornos estructurales y
atributo de inversión sísmica sobrepuesto.
Yacimiento
El campo cuenta con cinco yacimientos; tres en el
Mioceno Inferior, uno en el Medio y otro en el Superior. En el Mioceno Inferior; el MI-Yac3 (3,827 a 3,900
metros), la roca almacén presenta una porosidad
promedio de 16.5 por ciento, saturación de agua de
39 por ciento y permeabilidad de 50 milidarcies; el
MI-Yac2 (3,908 a 3,937 metros) tiene una porosidad
promedio de 18 por ciento, saturación de agua de
40 por ciento y permeabilidad de 15 milidarcies; finalmente, el MI-Yac1 (3,997-4,103 metros) tiene una
porosidad que varía de 15 a 19 por ciento, saturación
de agua de 33 a 44 por ciento y permeabilidad de
Las reservas de hidrocarburos de México
Trión-1
9 a 15 milidarcies. Para el yacimiento del Mioceno
Medio (MM-Yac1 de 3,323 a 3,340 metros), la calidad
de su roca presenta una porosidad promedio de 18
por ciento, saturación de agua de 41 por ciento y
una permeabilidad de 65 milidarcies. En cuanto al
yacimiento del Mioceno Superior (MS-Yac1 de 2,845 a
2,890 metros), la calidad de la roca almacén presenta
una porosidad que varía entre 27 y 30 por ciento, con
una saturación de 23 por ciento y una permeabilidad
de 1,050 milidarcies.
Se localiza en la parte Norte del litoral del estado de
Tamaulipas, en la zona económica exclusiva del Golfo de México, a 179 kilómetros de la línea de costa
frente a la Ciudad de Matamoros, Tamaulipas (Playa
Bagdad); a 28 kilómetros al Sur del límite internacional con aguas territoriales de los Estados Unidos
de América y a 62 kilómetros al Suroeste del campo
Great White productor de aceite en los plays del Oligoceno (Frío) y Eoceno (Wilcox), considerado como
uno de los principales análogos. Fisiográficamente
se encuentra ubicado en la parte basal del talud continental, figura 4.5.
Reservas
El volumen original 3P de gas natural es de 2,846.0
miles de millones de pies cúbicos. Las reservas 3P
estimadas son 1,793.0 miles de millones de pies cúbicos de gas (379.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente), de los cuales 1,059 corresponden
a reservas probables y 734 a posibles.
Geológicamente se ubica dentro de la Provincia
Salina del Bravo, la cual a su vez se subdivide en la
subprovincia de canopies someros y estructuras subsalinas. El área se caracteriza por la presencia de sal
E. U. A.
Great White-1
Bloque-1
Reynosa
Maximo 3D
179 km
Matamoros
México
28 km
Maximino-1
Trión-1
Kama 3D
Trident-1
Supremus 1
Supremus-1
Pep-1
Bloque-2
Centauro 3D WAz
Golfo
Bloque-3
de México
Magno 3D
Bloque-4
Sector
Cinturón Subsalino
Sector Cinturón
Plegado Perdido
Pozo productor
Pozo en perforación
Aquila 3D
0
50
100 Km
Figura 4.5 Mapa de localización del pozo Trión-1.
43
Descubrimientos
autóctona y alóctona, también se le ha denominado
Cinturón Subsalino.
Geología estructural
La conformación del marco tectónico estructural del
sector de aguas profundas donde se ubica el pozo
Trión-1, está definido al Oriente, por varios cinturones
plegados; el primero conocido como Cinturón Plegado Perdido orientado Noreste-Suroeste con despegue
profundo de edad Oligoceno Tardío-Mioceno Medio,
el segundo llamado Cinturón Subsalino dónde se
ubica el pozo, con estructuras orientadas NoresteSuroeste y Norte-Sur, cubierto por mantos de sal somera y por último el cinturón plegado con despegue
somero de edad Plioceno, asociado al empuje de los
mantos de sal.
Hacia el Occidente, la tectónica gravitacional generó
un sistema de fallas normales lístricas en la Cuenca de
Burgos y Delta del Bravo, con despegues a nivel de la
sal autóctona y el Paleógeno, que migró en tiempo y
espacio hacia el Oriente durante el período de tiempo del Eoceno al Plioceno, originando hacia la parte
profunda del Golfo de México un efecto contraccional
con la formación de los cinturones plegados antes
mencionados y un sistema plegado somero conocido
como Kama. Al mismo tiempo, los grandes depósitos
de sedimentos que atraparon las fallas del sistema
extensional en el Delta del Bravo, obligaron por carga
el movimiento lateral y emplazamiento de diapiros y
mantos de sal a niveles someros hacia el sector de
aguas profundas durante el Oligoceno-Mioceno, así
como la activación de domos arcillosos del Oligoceno
durante el Mioceno-Plioceno, figura 4.6.
Estratigrafía
La columna estratigráfica del pozo Trión-1 está representada por secuencias terrígenas terciarias principalmente siliciclásticas que van desde el Paleoceno
Superior Whopper hasta el Reciente. Los depósitos
se caracterizan por representar sistemas turbidíticos
de aguas profundas caracterizados por facies de
Si t
Sistema
Extensional
E t i l (T
(Tectónica
tó i G
Gravitacional)
it i l)
Mantos de sal somera (Tectónica Salina) Provincia Salina del Bravo
Sal
A
U.S.
México
Trión‐1
Trión
1
A’
Maximino‐1
Maximino
1
Supremus‐1
Pep‐1
Cinturón Subsalino
Cinturón Plegado
g
Perdido
Zona de diapiros arcillosos, salinos y pliegues someros
Cinturón Plegado somero
Cordilleras Mexicanas
Pozo productor de aceite
Pozo en perforación
100 Km
Si t
Sistema
Extensional
E t i l
0 Km
Zona de diapiros arcillosos,
salinos
li
y pliegues
li
someros
Cinturón
Subsalino
S
b li
Trión-1
A
Cinturón Plegado
P did
Perdido
A’
Fondo Marino
10
50 Km
20
Corteza Continental
Corteza Oceánica y Manto
Sal Jurásica (Calloviana)
Rift Triásico-Jurásico Temprano
Figura 4.6 Marco tectónico estructural del Área Perdido.
44
Paleoceno-Eoceno
Jurásico-Cretácico
Mioceno
Oligoceno con lutitas móviles
Plio-Pleistoceno
Las reservas de hidrocarburos de México
México
Loc Pep
Loc.
Pep-1
1
23.6 km
Supremus-1
Supremus
1
4.6 km
Maximino-1
Maximino
1
E.U.A.
38 km
Trion-1
50 km
Hammerhead-1
Hammerhead
1
13 km
Great White -1
1
12 km
Trident-1
Trident
1
Baha-2
Baha
2
43 km
4000
NE
3500
3000
2500
2000
Fondo Marino
Discordancia Oligoceno
1500
Plioceno-Mioceno
P.T. 4,029 m
Oligoceno
1000
FR-18, 20 y 22
Discordancia Oligoceno
500
Eoceno Superior
Nivel de Referencia: Cima Eoceno Inferior
4,038 aceite 25°API
0
4,697 m aceite 40 API
Eoceno Inferior (Wilcox)
4,906m aceite 40 API
4,221 aceite 29°API
4,989 m aceite 40 API
WM-12
WM-24
WM-25
-500
Wilcox
-1000
Paleoceno Superior
Whopper
-1500
Big Shale
Baha-2
Great White-1
Sal
Hammerhead
Loc. Magnánimo
c. Trion
N
Whopper
P.T. 6,119m
-2000
Cretácico Superior
-3000
Trident-1
Loc. Maximino
-2500
M
Loc. Supremus
Loc. Pep-1
Figura 4.7 Sección de correlación estratigráfica esquemática entre los pozos del Área Perdido.
canales, bordes de canal, desbordes, sábanas de
arenas y lóbulos de abanicos submarinos, figura 4.7.
El Paleoceno Whopper está compuesto de lutitas y
lutitas arenosas intercaladas con delgados cuerpos de
areniscas y arenas de cuarzo y líticos de granos fino
subredondeados a subangulosos, moderadamente
consolidadas con pobre impregnación de aceite.
mudstone y arenas en capas laminares. El Eoceno
Superior y Medio en general se caracterizan por la
presencia de lutitas intercaladas con escasas laminaciones de areniscas de grano muy fino de cuarzo
y bentonitas. El Neógeno presenta características
principalmente arcillosas.
Sello
El Eoceno Inferior Wilcox está formado por paquetes
medios a gruesos de 5 a 20 metros de espesor de
arenas y areniscas de color gris y café por impregnación de aceite. Los constituyentes son principalmente
granos de cuarzo y fragmentos líticos muy finos a
finos, pobremente consolidadas que se intercalan
con lutitas arenosas y limolitas en capas delgadas a
medias en partes bentoníticas. La parte superior del
Eoceno Inferior está caracterizada principalmente por
lutitas que se intercalan con algunos horizontes de
El sello superior consiste de una secuencia principalmente arcillosa que caracteriza a los sedimentos
de edad Eoceno Superior y parte tardía del Eoceno
Inferior; los espesores varían desde 150 metros en la
cresta, donde la porción tardía del Eoceno Superior
está ausente por erosión, hasta los 600 metros en los
flancos de la estructura. Este paquete está representado por sedimentos arcillosos con intercalaciones
de horizontes bentoníticos y ocasionales horizontes
45
Descubrimientos
arenosos. El sello intermedio entre los yacimientos 1
y 2 varía en espesores de 40 a 90 metros aproximadamente y está representado por lutitas calcáreas y
bentoníticas.
Trampa
La trampa es combinada, representada por una estructura anticlinal asimétrica alargada con cierre propio en
cuatro direcciones, generada por propagación de fallas.
Está orientada Norte-Sur y limitada en sus flancos Occidental y Oriental por fallas inversas; regionalmente
se encuentra rodeada por cuerpos de sal alóctona y
autóctona. El eje longitudinal tiene una extensión de
12.5 kilómetros y el transversal 3 kilómetros. La cresta
presenta fallamiento de tipo normal, de corto desplazamiento en su flanco Este. Las fallas se orientan en
dirección Noroeste-Sureste con caída de los bloques
hacia el Noreste, éstos presentan un desplazamiento
tipo tijera siendo éste mínimo o nulo en la cresta y
mayor hacia el flanco Oriental. La caída de los bloques
es principalmente hacia el Noreste, figura 4.8.
La formación de la trampa inició a partir del Oligoceno
Superior y culminó en el Mioceno Inferior, asociándose a la contracción ligada a la extensión y empuje
de la tectónica salina, como resultado del reacomodo
isostático de bloques de la corteza terrestre y extensión después del evento Laramídico.
Roca almacén
Los análisis petrográficos muestran que la roca almacén está representada para el yacimiento superior por
litarenitas y sublitarenitas feldespáticas con abundante contenido de granos de cuarzo que representan
entre el 20 al 40 por ciento de los constituyentes, los
fragmentos líticos y los feldespatos se encuentran
en proporciones del 10 al 20 por ciento, los granos
son principalmente subangulares a subredondeados
medianamente clasificados y en diámetros que varían
de 0.125 a 0.062 milímetros (grano muy fino a fino).
Presentan porosidades entre 20 y 30 por ciento. Una
característica de las arenas de estos yacimientos
es que están pobremente consolidadas con escasa
Cima Yacimiento 1
Eoceno Inferior Wilcox
Trión-1
W
P f
Prof.
(mbnm)
E
GR RT
Fondo Marino
T.A. 2,532 m
Plio-Pleistoceno
Mioceno Superior
Eoceno Superior
Eoceno Inferior
Yacimiento 1
Trión-1
Yacimiento 2
Paleoceno
Paleoceno
‘Whopper’
PT 6
P.T.
6,119
119 m
Anomalía
Relación de
Mínima Amplitud
(A/B)
Cretácico
Figura 4.8 Línea sísmica y mapa que muestra la ubicación del pozo Trión-1. En el mapa se aprecia la presencia de
la anomalía de amplitud concordante con la estructura.
46
Las reservas de hidrocarburos de México
presencia de cementante y matriz; asimismo, son
fácilmente deleznables, presentan impregnación
de hidrocarburos y buena porosidad intergranular,
las arenas se intercalan con horizontes delgados de
limolitas en partes arcillosas también impregnadas
de hidrocarburos.
Roca generadora
Con el descubrimiento de acumulaciones de aceite en
las secuencias arenosas del Eoceno Inferior Wilcox se
comprueba la existencia de un sistema generador de
hidrocarburos. Para el área del Cinturón Plegado Perdido y del Cinturón Subsalino, se postula a las rocas
del Jurásico Tithoniano y Cretácico Turoniano como
generadoras. El análisis geoquímico de los aceites
recuperados en el pozo, así como la correlación de
biomarcadores de los aceites y bitúmenes disponibles
de pozos el sector norteamericano y de emanaciones
en fondo marino, indican proveniencia de una roca
generadora arcillosa rica en materia orgánica depositada en ambientes subóxicos.
Yacimiento
El pozo es oficialmente productor de aceite y gas
en dos yacimientos caracterizados por arenas
turbidíticas de composición siliciclástica de edad
Eoceno Inferior Wilcox en los intervalos 4,067-4,158
y 4,221-4,322 metros bajo mesa rotaria. De acuerdo
al análisis de registros geofísicos, núcleos convencionales y de pared, el yacimiento superior tiene un
espesor bruto de 91 metros y una porosidad de 28
por ciento con una saturación de agua de 34 porciento. El espesor bruto del yacimiento inferior es
de 101 metros, con una porosidad promedio de 25
por ciento y saturación de agua de 30 por ciento. Los
aceites recuperados con los probadores dinámicos
Figura 4.9 Mapa de ubicación del pozo Arbolero-1.
47
Descubrimientos
de formación tienen una gravedad de 25 grados API
para el yacimiento superior y de 29 grados API para
el yacimiento inferior.
respectivamente. A continuación se explica el detalle
de los descubrimientos más significativos de 2012.
Cuenca de Burgos
Reservas
Arbolero-1
El volumen original estimado de aceite para ambos
yacimientos es de 1,734 millones de barriles de aceite y 1,773 miles de millones de pies cúbicos de gas.
Los yacimientos descubiertos por el pozo Trión-1
incorporan una reserva original 3P de 482.4 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente para este
campo.
4.3 Descubrimientos terrestres
En el año 2012, los descubrimientos en áreas terrestres se realizaron en las cuencas de Burgos, Sabinas y
Veracruz de la Región Norte, así como en las Cuencas
del Sureste de la Región Sur. Las reservas incorporadas en la porción terrestre suman 687.6 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, en tanto para
las reservas en sus categorías 1P y 2P son 79.6 y 199.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
El pozo Arbolero-1 se localiza dentro del proyecto
Burgos-Múzquiz, a 58.3 metros al Noreste del pozo
Magno-1 y a 38.4 kilómetros al Suroeste de la ciudad
de Nuevo Laredo, Tamaulipas. Este pozo se ubica en
el estudio sísmico Anáhuac-Karma 3D. Hasta antes
de la terminación del pozo Arbolero-1, No se tenía
antecedentes de producción dentro de la formación
Pimienta del Jurásico Superior, más sin embargo hay
varias manifestaciones de gas reportadas en el campo
Anáhuac (el más cercano al pozo en mención), y en
los pozos Magno-1 y Parreño-1, cabe mencionar que
el pozo Magno-1 funcionó como pozo piloto al estar
muy cerca del pozo Arbolero-1, figura 4.9.
El pozo Arbolero-1 inició su perforación el 8 de enero
de 2012, con fecha oficial de terminación el 7 de julio
de 2012, dándose como productor de gas seco en la
formación Pimienta del Jurásico Superior, se realiza-
Figura 4.10 Configuración estructural en profundidad, cima de la formación Pimienta del Jurásico
Superior.
48
Las reservas de hidrocarburos de México
ron 11 etapas de fracturamiento hidráulico híbrido
(slickwater y gel activado). El objetivo del pozo fue
efectuar una prueba tecnológica de producción de
gas seco en las lutitas carbonosas.
navegó 1,057 metros en la sección horizontal dentro
de la formación Pimienta, figura 4.11.
Geología estructural
En el concepto de play no convencional (lutitas gasíferas), todos los elementos del sistema petrolero, roca
generadora, roca almacén, trampa, sello se encuentran presentes en la misma secuencia estratigráfica.
En este pozo, se cortó un núcleo convencional de
aproximadamente 9 metros (intervalo 2,896-2,905.6
metros) proporcionando información geológica y
petrofísica, acerca de la roca generadora y almacén.
Estas rocas están conformadas por lutitas negras
carbonosas, con cuarzo, presencia de microfracturas
selladas por calcita, pirita diseminada y en nódulos.
El yacimiento está ubicado dentro de un homoclinal
con ligero paleo relieve y buzamiento en dirección
hacia el Noroeste, al Noreste del campo Anáhuac, en
lo que es una estructura muy sutil, donde predomina
la componente estratigráfica, figura 4.10.
Estratigrafía
La columna geológica perforada por este pozo está
compuesta por sedimentos de edad más antigua
pertenecientes a la formación Pimienta del Jurásico
Superior hasta sedimentos del Grupo Navarro Taylor
del Cretácico, los cuales se encuentran aflorando. Las
rocas fueron depositadas en ambientes de cuenca de
baja energía, en condiciones anóxicas. El pozo piloto
llegó a la profundidad de 2669 metros verticales y
N
AHC 131
(1982)
AHC 111
(1975)
AHC 101
(1974)
S
W
Roca almacenadora y generadora
Roca sello y trampa
La roca sello está compuesta por las mismas secuencias arcillosas que se encuentran intercaladas con los
horizontes de mudstone arcillo-carbonoso del Jurásico Superior Tithoniano. La trampa es de tipo estrati-
MAGNO-1
ARBOLERO-1
E
500-
PP5-2270-2280m,
P=710psi, por
12/64”Qg:0.35mmpc
d, Qw:47bpd
1000-
P.T. 4007 m
PP1: 3050-3065, 30743084 Por ¼”,
Psup: 388kg/cm2
PP1=3025-3063m
Qg:8.08mmpcd
(J.Novillo)
P.T. 3063 m P=400kg/cm2
(PP1) 70000ppm,PHS
Qg=8.2mmpcd
s/nucleos
P.T. 3138 m
P.T. 3200 m
AHC-131
AHC-111
AHC-101
P.T. 3230 m
940 m
ARBOLERO-1
MAGNO-1
1500-
Figura 4.11 Sección sísmica en la dirección de la navegación del pozo horizontal.
49
Descubrimientos
gráfica, ubicada al Noreste del campo Anáhuac dentro
de un homoclinal con buzamiento al Noroeste.
Yacimiento
El yacimiento corresponde a la formación Pimienta del
Jurásico Superior y está compuesto de lutitas negras,
ligeramente arenosas, con presencia de microfracturas selladas por calcita, presencia de pirita en nódulos
y diseminada con presencia de microfósiles tales
como Gildaella amabilis, Cadosina sp. y Epistomina
sp. Los datos promedio resultado de la evaluación
petrofísica no convencional provienen del análisis
y calibración de datos obtenidos de todo el set de
información tomado para el estudio de este pozo. La
porosidad es 5.7 por ciento, con una permeabilidad
de matriz de 1.5 X 10-5 milidarcies, un contenido de
carbono orgánico total promedio de 3.9 por ciento y
el espesor neto impregnado determinado a partir del
análisis petrofísico es 106 metros.
Reservas
El pozo Arbolero-1 cumplió con sus objetivos económico-petroleros al ser el primer pozo productor
de gas seco en la formación Pimienta del Jurásico
Superior.
El volumen original 3P de gas natural es de 486.4 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas
originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 13.3, 66.7
y 200.0 miles de millones de pies cúbicos de gas,
respectivamente.
Cuenca de Veracruz
Bedel-1
El pozo Bedel-1 se ubica al Sur de la planicie costera
del Golfo de México, 18.7 kilómetros al Sur 11° 24’
43” Oeste de la ciudad de Juan Rodríguez Clara, Ve-
Figura 4.12 Mapa de ubicación del pozo Bedel-1.
50
Las reservas de hidrocarburos de México
racruz y a 10.1 kilómetros al Norte 65° 27’ 04” Oeste
del pozo Gasifero-1, en el municipio Juan Rodríguez
Clara, Veracruz; figura 4.12. Sísmicamente se ubica
dentro del cubo Agua Fría 3D, sobre la línea 448 y la
traza 598.
altos valores de amplitud sísmica, asociada a sistemas
canalizados y depósitos de abanico de piso de cuenca
de aporte múltiple, con una orientación SuroesteNoreste, figura 4.13.
Estratigrafía
Geología estructural
Geológicamente, el pozo se encuentra en la Cuenca
Terciaria de Veracruz, limita al Noreste con el complejo
volcánico Los Tuxtlas, hacia el Oeste con el Frente
Tectónico Sepultado, hacia el Sur con la Cuenca
Salina del Istmo y estructuralmente sobre el anticlinal Amistad las Cruces, que tiene una orientación
Noroeste-Sureste y se caracteriza por moderados a
La columna geológica atravesada por el pozo Bedel-1,
así como los pozos del área, figura 4.14, abarca desde
el Reciente hasta el Mioceno Medio en una secuencia
crono-estratigráfica normal, representada por rocas
con edades que van del Mioceno Medio hasta el Reciente, constituida por lutitas y cuerpos de litarenitas.
Los depósitos del área consisten en sistemas turbidíticos de aguas profundas, ricos en arenas, cuyas
N
Veracruz
Nacar‐1 T.H.
Copt
S
Golfo
de
México
Mrljs
Córdoba
E
W
Vsto
M.Pch
Mcy
Ang
Alv arado
Play
Mad
Papan
Ap
Cuenca Terciaria
de Veracruz
Coc
Lzb
Pdz
Kbk
Tierra
Blanca
Mcle Aris
Arq
S. P.
R P
R. Tuxtepec
Los Tuxtlas
Otp‐1 Mir
Nop
Complejo volcánico
Los Tuxtlas
Rabl
Vte
Nov
Ht‐1
Cchy
Coatzacoalcos
Chanc
Atp‐45
Cov-1
L. Bonita
M V 1,6,8 Minatitlán
Acay ucan
Palm‐1
Cuenca
T ampico
Misantla
Bedel-1
Gasífero 1
Gasífero-1
Salina del Istmo
Cuenca Salina del Istmo
Faja de Oro
Veracruz
Cinturón Plegado
y Cabalgado
de Zongolica
Plataforma
de
Córdoba
Cuenca
de
Veracruz
Figura 4.13 Mapa de elementos geológicos del área del pozo Bedel-1.
51
Descubrimientos
Pálmaro-1
Amistad-1
Bedel-1
Gasífero-1
NW
SE
Plioceno Inferior
1000 -
Yac. PI
LS_MS__PI_05_73
LS_MS_06_98
Mioceno Superior
LS MS 09 26
LS_MS_09_26
2000 -
Mioceno Medio Tardío
Yac. MM40
LS_MM_11_70
Yac. MM 30
PT 2800 md
PP1
Yac. MM 20
Mioceno Medio Temprano
Agua Fría 3D
3000 -
Ferulas-1
Caporal-1
PP1
PT 2859 md
2838 mv
N
W
E
S
Palmaro-1
Bedel-1
2 km
Mioceno inferior
LS_MI_16_38
Np Campo Gasífero @ 1 Octubre 2012
Pozos: Gasíf ero-1, -22, -32 y -41
Aceite 118 MBL
Gas 70 MMpc
Amistad‐1
Gasifero-1
Heim-1
Pálmaro-1
PT 2735 m
Bedel-1
Gasífero-1
PP1: 2561 2575 m
Figura 4.14 Sección de correlación en profundidad entre los niveles productores de Bedel y los pozos Gasífero-1,
Amistad-1 y Pálmaro-1.
paleobatimetrías varían de batial superior a medio,
formando complejos de canales con sus respectivos
desbordes proximales y distales asociados, originando un gran abanico submarino de piso de cuenca con
aporte múltiple.
Roca almacén
La roca almacén de los yacimientos de edad Mioceno
Medio descubiertos por el pozo Bedel-1, corresponde a cuerpos de areniscas de grano fino a medio de
regular a buena clasificación, pertenecientes a un sistema de depósito en un complejo de canales, dentro
de un abanico de piso de cuenca. Los granos de la
roca son principalmente de cuarzo mono y policristalino y en menor proporción fragmentos terrígenos
(limolitas y lutitas), feldespatos, plagioclasas, bajo
contenido de líticos volcánicos y mayor porcentaje
de fragmentos carbonatados (mudstone); se observa
también porosidad secundaria por disolución parcial
de fragmentos líticos. Texturalmente la roca es submadura a inmadura y los contornos subangulosos
52
a subredondeados indican moderado transporte y
retrabajo.
Roca generadora
Los análisis geoquímicos de pirolisis y biomarcadores
practicados a los condensados, así como los análisis
de isotopía aplicados a los gases de la Cuenca de
Veracruz, han permitido postular que los subsistemas
generadores del Jurásico Superior y Paleoceno-Eoceno son los que introducen la carga de hidrocarburos
a las trampas terciarias.
Trampa
El principal nivel productor y los yacimientos adicionales del pozo Bedel-1 corresponden a una trampa
combinada, ubicada sobre una estructura de tipo
anticlinal llamada Amistad-Las Cruces la cual tiene una
orientación Noroeste-Sureste y caracteriza por moderados a altos valores de amplitud sísmica, asociadas a
sistemas canalizados y depósitos de abanico de piso
Las reservas de hidrocarburos de México
de cuenca de aporte múltiple, con una orientación
Suroeste-Noreste.
Sello
La información antecedente de la columna estratigráfica de la cuenca, aunada a los datos sísmicos y a
la respuesta de los registros geofísicos de los pozos
existentes en el área, evidencian la presencia de espesores considerables de rocas arcillosas, de 20 hasta 400
metros; esto aunado a los datos de presión de poro y
gradientes de fractura, nos dan pauta para considerar
que estos espesores de lutitas funcionan perfectamente
como sello para las trampas existentes en la cuenca.
Yacimiento
El pozo perforó el objetivo 1 propuesto a nivel del
Plioceno Inferior, el cual resultó con alto potencial de
producir hidrocarburos en base a la evaluación petrofísica, multiprobador de formaciones (MDT) y al muestreo de gas recuperado en el intervalo 1,082-1,107
metros, que finalmente se consideró en la categoría de
recurso contingente; el objetivo 2 (yacimiento MM40)
resultó con alto potencial de producir hidrocarburos,
de acuerdo a la evaluación petrofísica, análisis del
multiprobador de formaciones (MDT, LFA, IFA) y el
muestreo de aceite (29 grados API) recuperado en el
intervalo 2,257-2,290 metros; bajo estos mismos análisis se descubrieron otras zonas dentro del Mioceno
Medio con alto potencial de producir en los intervalos
siguientes: el yacimiento MM20, dentro del intervalo
2,546-2,606 metros, productor de aceite de 27 grados
API en la PP1, y el yacimiento MM30 que comprende
el intervalo 2,415-2,485 metros (no probado).
El pozo resultó productor de aceite (27 grados API)
y gas con los siguientes datos; PP1: intervalo 2,5612,575 metros; estrangulador: ¼ de pulgada; presión
en superficie: 560 libras por pulgada cuadrada; gasto
de aceite: 415 barriles por día y gasto de gas: 0.16
millones de pies cúbicos por día. Sus propiedades petrofísicas son: porosidad de 20 por ciento, saturación
de agua de 41 por ciento, permeabilidad de 293 milidarcies y un espesor neto impregnado de 17 metros.
Reservas
Las reservas a incorporar por el pozo Bedel-1, obtenidas a partir de la evaluación del modelo geológico
Loc. Navegante-1DL
CHOPO TRANSICIONAL
Navegante-1
Loc. Navegante-2DL
Figura 4.15 Ubicación geográfica del pozo Navegante-1.
53
Descubrimientos
integral para las diferentes categorías son: 88.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en
3P; 14.8 millones de barriles en categoría 1P y 53.8
millones de barriles probados más probables (2P);
así como 11.2 miles de millones de pies cúbicos de
gas en recursos contingentes.
Cuencas del Sureste
Navegante-1
El pozo Navegante-1 se localiza a 20 kilómetros al
Noreste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco y a 7
kilómetros del campo Terra, figura 4.15. Geológicamente se localiza en la Cuencas Terciarias del Sureste
(Comalcalco) y Pilar Reforma Akal en Mesozoico.
Geología estructural
La expresión estructural del área del campo Navegante, es producto de los distintos eventos tectónicos
que la afectaron, prevaleciendo sobre todos las fallas
inversas con direcciones de rumbo Noroeste-Sureste,
generando anticlinales y sinclinales con la misma
orientación de ejes, debido a esfuerzos compresivos que actuaron en la dirección Noreste-Suroeste
con influencia de eventos tectónicos salinos que
empezaron actuar desde el depósito de la secuencia
sedimentaria.
La estructura donde se encuentra el pozo Navegante-1
corresponde a una trampa de tipo estructural de forma alargada, cuyo eje mayor se orienta de NNE-SSW,
Figura 4.16 Configuración estructural en profundidad, cima del yacimiento Cretácico.
54
Las reservas de hidrocarburos de México
con cierre por buzamiento. Está influenciada principalmente por tectónica salina y se ha interpretado
como un bloque autóctono, el cual fue correlacionado
a través de la información sísmica y de los pozos del
área, figura 4.16.
Estratigrafía
La secuencia estratigráfica para el pozo Navegante-1, está dividida en dos bloques denominados
autóctono y alóctono. En el bloque autóctono se
encuentran los intervalos con interés de yacimiento,
correspondientes a secuencias marinas carbonatadas del Jurásico Superior Kimmeridgiano con facies
de rampa constituida por bancos esqueletales, y
del Cretácico con calizas de cuenca naturalmente
fracturadas. A este bloque sobreyace el denominado bloque alóctono (denominado Alto de Jalpa),
con sedimentos que van desde el Jurásico hasta el
Eoceno, y una interface de brechas calcáreas entre
mezcladas con sal. La columna termina con una
sucesión normal de sedimentos del Oligoceno al
Pleistoceno, figura 4.17.
W
Loc. Navegante-1DL
Roca almacén
La roca almacenadora en su objetivo Cretácico
corresponde a facies de cuenca constituidas por
carbonatos naturalmente fracturados. A partir del
Kimmeridgiano, donde prevalecen condiciones
sedimentarias post-banco, la roca almacén se encuentra presente en facies de bancos oolíticos de
plataforma interna, tanto para el bloque alóctono
como el autóctono.
Roca generadora
Con el apoyo de estudios geoquímicos que se han
realizado en los campos del área, es clara la presencia de los subsistemas de generación en el Jurásico
Superior Tithoniano, que en el área están cargando
el sistema petrolero, probado y reconocido en gran
parte de esta cuenca.
Las características geoquímicas de estos aceites nos
señalan que las rocas generadoras tienen una afinidad
a ambientes marinos carbonatados.
Navegante-1 (Proy. 1,300 m)
E
2,000
4,000
6,000
PP 7,200 mvbnm
8,000
Navegante‐1
Figura 4.17 Sección sísmica en profundidad del campo Navegante.
55
Descubrimientos
Trampa
Estructuralmente, la trampa en este pozo corresponde a una estructura alargada cuyo eje mayor se
orienta en dirección Noreste-Suroeste con cierre por
buzamiento y está influenciada por tectónica salina,
donde prevalecen sobre todo las fallas inversas con
direcciones de rumbo Noroeste-Sureste, generando
anticlinales y sinclinales con la misma orientación de
ejes, debido a esfuerzos compresivos que actuaron en
dirección Noreste-Suroeste, con influencia de eventos
tectónicos salinos que empezaron a actuar desde el
depósito de la secuencia sedimentaria.
Sello
El sello superior para el objetivo Cretácico Superior
lo constituyen las secuencias arcillosas del Paleógeno y las margas del Cretácico Superior. El sello del
Jurásico Superior Kimmeridgiano lo constituyen las
rocas arcillo-carbonatadas del Tithoniano.
de 2.8 por ciento; para el yacimiento Cretácico se
obtuvieron las siguientes propiedades petrofísicas:
espesor bruto 226 metros, con una relación netobruto de 50 por ciento, 112 metros de espesor neto
impregnado de hidrocarburos, con una porosidad
de 3.5 por ciento y saturación de agua promedio de
15 por ciento.
Reservas
Las reservas 3P evaluadas de acuerdo al modelo
geológico integral para este campo ascienden a 304.9
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
mientras que los valores obtenidos en reservas 1P y
2P son de 7 y 27 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, respectivamente. Al yacimiento JSK le
corresponden 176.6 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente en reservas 3P, mientras que para el
yacimiento Cretácico se tienen en la misma categoría
de reservas, un total de 128.3 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente.
Yacimiento
4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos
El pozo exploratorio Navegante-1 probó el intervalo
Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK), a la profundidad de 6,584-6,911 metros, en agujero descubierto,
resultando productor de aceite y gas, con aceite de
45 grados API y un gasto de aceite de 1,770 barriles
por día, por un estrangulador de ¼ de pulgada y un
gasto de gas de 7.2 miles de millones de pies cúbicos
por día, registrando una presión de cabeza de 506
kilogramos por centímetro cuadrado, fluyendo y de
566 kilogramos por centímetro cuadrado, cerrado.
Mediante el análisis petrofísico se definieron dos
yacimientos; el primero de edad Kimmeridgiano en
el intervalo 6,584-6,911metros, y un yacimiento en el
Cretácico de 6,132 a 6,370 metros. Para el yacimiento
Jurásico se tiene un espesor bruto de 312 metros, una
relación neto-bruto de 45 por ciento, espesor neto
impregnado de hidrocarburos igual a 115 metros,
saturación de agua de 21 por ciento y una porosidad
56
El cuadro 4.4 muestra los volúmenes de reservas
1P, 2P y 3P, descubiertos en el periodo 2009 a 2012
por cuenca, para aceite, gas natural y petróleo crudo
equivalente. Estos valores corresponden a los volúmenes descubiertos en cada uno de estos años, y
como es habitual, se reportan al primero de enero
del año siguiente.
De los datos mostrados en este cuadro, se observa
que para el 2012 se tuvo un repunte considerable en
las reservas totales incorporadas, al incorporar por
actividad exploratoria un volumen de reservas totales de 1,731.3 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, con lo que se quedó cerca de alcanzar
el volumen obtenido en 2009, de 1,773.9 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, que es el
máximo histórico logrado; además, en 2012 se tuvo
un incremento de 18.5 por ciento con respecto a
Las reservas de hidrocarburos de México
Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2009-2012.
1P
2P
Total
mmbpce
Año
Cuenca
Aceite Gas natural
mmb
mmmpc
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
2011
Total
Burgos
Sabinas
Sureste
Veracruz
116.3
0.0
0.0
113.0
3.4
165.4
18.9
5.2
88.4
52.8
153.1
3.9
1.0
134.6
13.5
301.5
0.0
0.0
295.2
6.3
443.6
31.3
30.4
260.0
121.8
398.8
6.5
5.9
356.7
29.7
1,011.0
0.0
0.0
1,002.0
9.0
2,134.2
47.7
111.8
1,834.7
139.9
1,461.1
10.1
21.5
1,393.6
35.9
2012
Total
Burgos
Golfo de México Profundo
Sabinas
Sureste
Veracruz
89.7
0.0
0.0
0.0
76.1
13.6
207.4
27.9
0.0
45.3
127.6
6.7
133.9
5.9
0.0
8.7
104.5
14.9
187.6
0.0
0.0
0.0
138.5
49.1
1,510.3
45.7
1,059.0
141.9
239.5
24.3
507.3
9.7
224.1
27.5
192.2
53.8
850.9
0.0
411.8
0.0
358.4
80.7
4,059.3
60.2
2,572.5
362.7
1,024.0
39.9
1,731.3
12.8
959.7
70.8
599.5
88.4
2011. Para el periodo comprendido de 2009 a 2012
se tiene un promedio de reservas incorporadas por
descubrimientos de 1,601.0 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente.
Las incorporaciones más destacadas de 2012, se
tienen en la Cuenca del Golfo de México Profundo,
con 959.7 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente en reserva 3P, es decir aporta el 55.4 por
ciento del total nacional. De igual manera, las mayores
reservas descubiertas tanto de aceite como de gas a
nivel 3P, se tienen en el Golfo de México Profundo.
En lo que se refiere al tipo de hidrocarburos que contienen los yacimientos, los descubrimientos de reservas de aceite pasaron de 1,011.0 millones de barriles
en 2011 a 850.9 millones de barriles en 2012, lo que
Aceite Gas natural
mmb
mmmpc
3P
Total
mmbpce
Aceite Gas natural
mmb
mmmpc
Total
mmbpce
significa una reducción del 15.8 por ciento en relación
al año anterior. La composición del aceite descubierto
en 2012 consta de las siguientes proporciones: 49.0
de aceite pesado, 30.7 es aceite superligero y 20.3
de aceite ligero. El incremento en las reservas descubiertas de aceite ligero y superligero permitirá en
el corto plazo incrementar la calidad de la mezcla del
crudo mexicano de exportación.
En relación a las reservas de gas natural los descubrimientos realizados este año en nuestro país son muy
importantes, ya que se tiene un incremento considerable de 90.2 por ciento en 2012 con respecto al 2011,
al aumentar de 2,134.2 a 4,059.3 miles de millones
de pies cúbicos. Del total de estas reservas de gas
natural, 2,576.3 miles de millones de pies cúbicos, o
sea, el 63.5 por ciento corresponde al gas no asocia-
57
Descubrimientos
do, mientras que el restante 36.5 por ciento, que son
1,483.0 miles de millones de pies cúbicos, pertenece
al gas asociado. La proporción de los componentes
del gas natural no asociado descubierto en 2012, se
distribuye de la siguiente manera: 75.9 por ciento
corresponde al gas húmedo, 14.0 pertenece a gas
y condensado y el restante 10.1 por ciento es gas
seco. El campo Kunah, ubicado en la Cuenca del
Golfo de México Profundo, es el principal aporte
de gas húmedo, con 1,793.0 miles de millones de
pies cúbicos, que representa el 44.2 por ciento del
total del gas natural y el 69.6 por ciento del gas no
asociado descubierto en 2012; también en aguas
profundas del Golfo de México, los campos Trión y
Supremus sumaron 779.5 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, aportando estos tres campos
de aguas profundas el 63.4 por ciento del total de gas
natural en el país. Las Cuencas del Sureste aportaron
1,024.0 millones de pies cúbicos de gas, que constituye el 25.2 por ciento del gas natural incorporado,
mientras que las cuencas de Burgos, Sabinas y Veracruz en conjunto colaboraron con una reserva de
gas natural de 462.8 millones de pies cúbicos de gas
58
mmbpce
1,773.9
1,437.8
1,731.3
3P
507.3
2P
153.1
133.9
1P
2011
2012
1,461.1
879.2
543.0
398.8
388.9
230.8
2009
2010
Figura 4.18 Trayectoria de la incorporación de reservas
1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.
natural, que conforman el 11.4 por ciento del total de
gas natural descubierto.
En la figura 4.18 se presenta la trayectoria de la incorporación de reservas en el periodo 2009 a 2012,
donde se ilustra el incremento sustancial logrado este
último año, en relación a los dos anteriores, en los
volúmenes incorporados de petróleo crudo equivalente por actividad exploratoria.