Descubrimientos

Las reservas de hidrocarburos de México
4
Descubrimientos
Como se ha hecho tradicional, en los últimos años
este capítulo es dedicado a explicar los descubrimientos obtenidos en el año inmediato anterior. El
año 2004 ha sido magnífico en cuanto a la incorporación de reservas, gracias a los grandes esfuerzos que realiza Pemex Exploración y Producción
para restituir las reservas que son explotadas para
beneficio del país. En este capítulo, se presentan
los datos de las reservas de hidrocarburos obtenidos a partir de los descubrimientos más relevantes
ocurridos en 2004, así como datos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de ingeniería, que les dan soporte técnico.
La información presentada expresa el volumen aportado por los descubrimientos así como su composición en las diferentes categorías. Asimismo, para cada
uno de los descubrimientos se tiene su asociación a
nivel de cuenca, con lo cual el lector podrá observar
la estrategia exploratoria orientada durante el año.
Un dato que es importante resaltar, se centra en que
el volumen de reservas 3P descubiertas en el 2004
por 916.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es un 11 por ciento mayor a la esperada en la
Meta Presidencial que se había programado para este
año. Con estos datos y una producción de 1,610.8
millones de barriles de petróleo crudo equivalente en
2004, la trayectoria de la tasa de restitución será la
más alta de los últimos cuatro años al alcanzar un
56.9 por ciento en reservas 3P. Al final de este capítulo
se presenta información estadística más detallada acerca de estos elementos.
Dada la abundancia de descubrimientos durante el
año, sólo se describen en detalle los más importan-
tes, ya sea por el monto de reservas incorporadas o
por sus características estratégicas. De éstos se incluye una breve discusión de sus principales características geológicas, geofísicas y petrofísicas, así como el
tipo de fluido dominante.
Un acontecimiento importante de mencionar, es la
perforación y terminación del pozo Nab-1, como productor de aceite extrapesado, el cual se perforó en un
tirante de agua de 679 metros, impulsando en forma
definitiva la exploración de hidrocarburos en aguas
profundas del Golfo de México. Este resultado demuestra, la capacidad técnica de nuestra institución
para llevar a cabo trabajos de exploración en tirantes
de agua profundos.
4.1 Resultados agregados
El año 2004, en lo referente a incorporaciones de
reservas de hidrocarburos, resultó para Pemex Exploración y Producción altamente exitosa gracias a
los esfuerzos realizados a través del territorio nacional para explorar y descubrir 916.2 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente de reservas
3P. Para ello, la campaña exploratoria incluyó áreas
terrestres y marinas, perforándose oportunidades
exploratorias en rocas de edad Mesozoica, Terciaria y Reciente.
El cuadro 4.1 resume, a nivel de pozo exploratorio,
las reservas incorporadas en las categorías 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.
33
Descubrimientos
Cuadro 4.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2004.
1P
Cuenca
Campo
Pozo
To t a l
Aceite
mmb
2P
3P
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
PCE
mmb
120.8
575.1
219.2
1,154.6
543.8
1,787.4
916.2
Burgos
Azabache
Bayo
Cañón
Casta
Cúpula
Nejo
Pame
Santander
Talud
Tequis
Vagabundo
Visir
Azabache-1
Bayo-1
Patlache-1
Casta-1
Cúpula-1
Nejo-101
Pame-1
Santander-1
Talud-1
Tequis-1
Vagabundo-1
Visir-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
0.0
34.9
0.2
2.9
9.8
0.7
0.8
1.2
5.8
4.3
1.2
0.2
3.5
4.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
181.5
0.2
2.9
37.5
8.8
0.8
4.0
33.4
58.4
8.1
1.4
3.5
22.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
417.6
3.3
2.9
119.6
24.9
2.7
17.0
66.2
111.2
19.9
2.2
14.7
33.1
93.0
0.7
0.7
26.9
6.0
0.6
3.8
14.9
25.0
4.5
0.5
3.3
6.0
Sabinas
Forastero
Forastero-1
0.0
0.0
15.0
15.0
0.0
0.0
34.4
34.4
0.0
0.0
79.1
79.1
15.2
15.2
Sureste
Baksha
Etkal
Itla
Men
Nab
Numán
Poctli
Pohp
Pokoch
Samaria
Tizón
Tumut
Után
Wayil
Baksha-1
Etkal-101
Itla-1
Men-1
Nab-1
Numán-1
Poctli-1
Pohp-1
Pokoch-1
Samaria-1001
Tizón-201
Tumut-1
Után-1
Wayil-1
86.7
9.6
1.2
2.2
0.0
0.0
0.0
0.0
7.2
24.1
0.0
9.6
15.2
0.0
17.5
311.2
1.0
68.0
0.8
41.9
0.0
0.0
31.3
1.5
34.3
0.0
46.1
16.7
13.4
56.1
181.6
15.5
1.5
10.7
0.0
0.0
0.0
0.0
21.4
36.7
0.0
32.1
38.6
0.0
24.9
591.2
1.6
81.6
4.0
105.1
0.0
0.0
53.4
4.6
47.1
0.0
154.6
43.5
15.7
79.8
488.5
57.8
1.5
11.5
0.0
32.6
16.7
0.0
69.6
36.7
130.6
32.1
56.3
0.0
42.9
830.2
5.9
81.6
4.3
186.7
2.6
1.4
65.4
16.1
47.1
7.3
154.6
61.9
57.8
137.4
664.7
57.8
19.5
12.4
35.9
32.6
16.7
12.6
69.6
47.0
130.6
69.9
71.1
11.1
77.7
Ta m p i c o - M i s a n t l a
Atún
Atún-101
Bagre B
Bagre-101
Kosni
Kosni-1 y 101
34.1
2.3
31.8
0.0
110.0
44.9
31.1
34.1
37.6
5.8
31.8
0.0
205.2
49.1
31.1
125.0
55.4
6.8
48.6
0.0
264.1
50.3
47.1
166.8
105.5
16.1
57.4
32.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
104.0
25.8
41.7
17.5
11.9
7.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
142.3
55.1
44.2
20.0
15.8
7.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
196.3
81.0
44.2
38.3
15.8
17.0
37.7
15.6
8.5
7.4
3.0
3.3
Ve r a c r u z
Apértura
Arquimia
Lizamba
Lizamba
Madera
34
Apértura-401
Arquimia-1
Fourier-1
Kepler-1
Lleida-1
Las reservas de hidrocarburos de México
Es relevante observar el trabajo realizado en la Región Marina Noreste que permitió incorporar 188.0
millones de barriles de petróleo crudo equivalente en
la categoría 3P de los campos Után, Numán, Baksha,
Nab y Pohp.
En la Región Marina Suroeste son de importancia, por
su impacto en la incorporación de reservas de aceite
ligero, la perforación de 19 pozos exploratorios, destacando Poctli-1, Tumut-1, Wayil-1, Itla-1, Men-1,
Pokoch-1 y Etkal-101. El conjunto de estos pozos perforados en 2004 suman una incorporación de reserva
3P de 276.3 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente.
Como cada año, la Región Norte, continúa siendo el
área de mayor importancia en cuanto al volumen de
incorporación de reservas de gas no asociado, descubriéndose en 2004, un volumen de reservas 3P de
251.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La Cuenca de Burgos contribuyó en la incorporación de reservas de gas no asociado con los pozos
Cúpula-1, Vagabundo-1, Tequis-1. Visir-1, Talud-1, Azabache-1, Pame-1, Santander-1, Casta-1, Bayo-1, Patla-
che-1 y Nejo-101, los cuales aportaron un volumen
agregado de reservas 3P de 417.5 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural, que equivalen a 93.0
millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En
la Cuenca de Sabinas continúan los esfuerzos exploratorios para evaluar completamente el área después
que el pozo Forastero-1 descubriera gas no asociado
en desarrollos arenosos de la formación La Casita en
el Jurásico Superior.
Este año, los descubrimientos con mayor impacto se
situaron en la Cuenca de Tampico-Misantla en su porción marina, dentro de una región considerada como
madura por su larga historia de producción, al lograr
una incorporación en 3P de 105.5 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente con los pozos Atún101, Kosni-1, Kosni-101 y Bagre-101.
En la Cuenca de Veracruz, los esfuerzos exploratorios
por incorporar reservas de gas no asociado rindieron
frutos con la perforación de los pozos Arquimia-1,
Apértura-401, Kepler-1, Fourier-1 y Lleida-1, los cuales
incorporaron 196.3 miles de millones de pies cúbicos
de gas en reservas 3P.
Cuadro 4.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2004 por cuenca y región.
1P
Cuenca
Región
3P
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
PCE
mmb
120.8
575.1
219.2
1,154.6
543.8
1,787.4
916.2
Burgos
Norte
0.0
0.0
34.9
34.9
0.0
0.0
181.5
181.5
0.0
0.0
417.6
417.6
93.0
93.0
Sabinas
Norte
0.0
0.0
15.0
15.0
0.0
0.0
34.4
34.4
0.0
0.0
79.1
79.1
15.2
15.2
Sureste
Marina Noreste
Marina Suroeste
Sur
86.7
16.8
60.2
9.6
311.2
15.9
249.1
46.1
181.6
36.9
112.5
32.1
591.2
21.9
414.6
154.6
488.5
176.9
148.9
162.7
830.2
83.8
584.5
161.9
664.7
188.0
276.3
200.5
Ta m p i c o - M i s a n t l a
Norte
34.1
34.1
110.0
110.0
37.6
37.6
205.2
205.2
55.4
55.4
264.1
264.1
105.5
105.5
0.0
0.0
104.0
104.0
0.0
0.0
142.3
142.3
0.0
0.0
196.3
196.3
37.7
37.7
To t a l
Ve r a c r u z
Norte
Aceite
mmb
2P
35
Descubrimientos
Cuadro 4.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2004 por tipo de hidrocarburo.
Aceite
Reserva Región
Gas natural
Pesado
Ligero
Superligero
Asociado
No asociado
mmb
mmb
mmb
mmmpc
G y C*
mmmpc
Gas húmedo
mmmpc
Gas seco
mmmpc
1P
To t a l
Marina Noreste
Marina Suroeste
Norte
Sur
16.8
16.8
0.0
0.0
0.0
41.5
0.0
41.5
0.0
0.0
62.5
0.0
18.7
34.1
9.6
186.4
2.5
107.9
75.9
0.0
114.1
0.0
68.0
0.0
46.1
30.5
0.0
0.0
30.5
0.0
244.1
13.4
73.2
157.4
0.0
2P
To t a l
Marina Noreste
Marina Suroeste
Norte
36.9
36.9
0.0
0.0
86.0
0.0
86.0
0.0
96.2
0.0
26.5
37.6
260.9
6.2
174.5
80.2
236.2
0.0
81.6
0.0
158.9
0.0
0.0
158.9
498.6
15.7
158.5
324.4
0.0
0.0
32.1
0.0
154.6
0.0
0.0
307.4
176.9
0.0
0.0
130.6
104.4
0.0
104.4
0.0
0.0
132.0
0.0
44.5
55.4
32.1
381.5
26.1
250.7
97.3
7.3
236.2
0.0
81.6
0.0
154.6
384.5
0.0
0.0
384.5
0.0
785.2
57.8
252.1
475.3
0.0
Sur
3P
To t a l
Marina Noreste
Marina Suroeste
Norte
Sur
* G y C: yacimientos de gas y condensado
En la Región Sur, la estrategia para incorporar volúmenes de aceite extrapesado, ha resultado exitosa, al
sumar 200.5 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente del pozo Samaria-1001 y con el descubrimiento de gas y condensado del pozo Tizón-201, el
cual supone su continuación dentro de los límites con
la Región Marina Suroeste y resalta de nueva cuenta
la importancia del área.
El cuadro 4.2 detalla los valores de reservas 1P, 2P y
3P descubiertas a nivel de cuenca y región. Con estos
datos se puede apreciar cómo cada cuenca tiene una
composición y objetivo predominante por descubrir.
Así por ejemplo, observando los valores de reserva
3P de gas natural a nivel nacional, se tiene a la Cuenca de Burgos como la de mayor aportación en descubrimientos de gas no asociado; en cambio, tomando
al aceite en su categoría 3P a nivel nacional, las cuencas de mayor relevancia son las del Sureste.
También, en el cuadro 4.3 se presentan las reservas
descubiertas en cada una de las regiones en su deno36
minación 1P, 2P y 3P, y su diferenciación por el tipo de
hidrocarburo presente en el yacimiento, ya sea de
aceite o de gas. Dentro de la descripción de los yacimientos de aceite, se hace la diferenciación entre pesado, ligero y superligero, de acuerdo a los valores
de densidad que se manejan en el sistema petrolero
nacional; en tanto que el gas, se divide en asociado y
no asociado, siendo éste último subdividido en gas y
condensado, húmedo y seco.
4.2 Descubrimientos marinos
Como en años anteriores, la exploración marina se
ha centrado en las Cuencas del Sureste, destacando
las perforaciones en la de Sonda de Campeche, Salina del Istmo y Litoral de Tabasco.
La Sonda de Campeche ha sido en esta ocasión pródiga en descubrimientos, destacando por su naturaleza estratégica el del pozo Nab-1, que incorporó aceite
extrapesado en una posición donde el tirante de agua
Las reservas de hidrocarburos de México
es de 679 metros. Este notable descubrimiento alienta
la continuación de la exploración hacia tirantes de agua
mayores, alcanzando el umbral de batimetrías profundas. Otros descubrimientos se lograron con la perforación de los pozos Numán-1, Pohp-1 y Baksha-1.
Kosni-1 y 101, vuelve a poner en escena la importancia de seguir considerando recursos para el desarrollo del área.
Por la cantidad significativa de descubrimientos, a continuación se anotan los más importantes, ofreciendo
para ello información geológica, geofísica y petrofísica
de los pozos exploratorios perforados.
En Salina del Istmo, las incorporaciones más importantes de reservas se obtuvieron por los pozos Itla-1 y
Poctli-1, mismos que incorporaron reservas de aceite
y gas no asociado, respectivamente, en rocas siliciclásticas, las cuales son una extensión de los campos
terrestres del activo Cinco Presidentes.
Cuencas del Sureste
Nab-1
En Litoral de Tabasco, la perforación ha sido enfocada a la incorporación de aceite superligero en yacimientos de edad Cretácico Superior y Medio y a los
de gas no asociado en rocas siliciclásticas del Terciario. En conjunto, se incorporó una reserva 3P de
251.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de los pozos Tumut-1, Wayil-1, Men-1, Pokoch-1
y Etkal-101.
El pozo se perforó en Aguas Territoriales del Golfo de
México, aproximadamente a 145 kilómetros al Noroeste
de Ciudad del Carmen, Campeche. Alcanzó una profundidad de 4,050 metros verticales en un tirante de
agua de 679 metros, hecho que lo convierte en el pozo
con mayor tirante de agua perforado a la fecha en el
país. El objetivo fue evaluar el potencial del Jurásico
Superior Kimmeridgiano y la Brecha del Cretácico
Superior, resultando productor de aceite extrapesado
en rocas carbonatadas de la Brecha del Cretácico
Superior. La figura 4.1 muestra la localización de éste
pozo, dentro de la Sonda de Campeche.
Como se ha comentado anteriormente, la perforación realizada en la porción marina de la Cuenca de
Tampico-Misantla con el pozo Atún-101, Bagre-101 y
500000
600000
TUNICH
NAB-1 BAKSHA
UBICACIÓN DEL 92°00'
AREACHAC MOOL
N
O
E
NUMAN
S
POHP
ZAZIL -HA
Región Marina
REGIÓN
MARINA
NORESTE
Noreste
LUM
MALOOB
IB - 101
ZAAP
BACAB
EK
BALAM
KU
KUTZ
2 150 000
CANTARELL
CHAC
IXTOC
TAKIN
500 m
Región Marina
REGIÓN
MARINA
SUROESTE
Suroeste
145
145Km
KM
19°00'
CD. DEL CARMEN
Cd. del Carmen
2 050 000
FRONTERA
Frontera
Golfo de
México
DOSBocas
Dos
BOCAS
0
10
20
30 km
Figura 4.1 Localización del pozo Nab-1 en Aguas Territoriales del Golfo de México. El pozo se perforó en una batimetría de 679 metros.
37
Descubrimientos
NAB-1
-2685
-4025
S A L
0
1
2 Km.
Figura 4.2 Configuración estructural de la cima de la Brecha del Cretácico Superior. El yacimiento se
encuentra en una estructura expulsada resultado de una tectónica compresiva.
NAB-1
SO
NE
N.R.N.M.
1000
Profundidad (m)
2000
3000
RECIENTE-PLEISTOCENO
MIOCENO
OLIGOCENO
EOCENO
PALEOCENO
CRETACICO
4000
JURASICO
Figura 4.3 Sección sísmica en profundidad donde se observa
la estructura del campo Nab limitada por dos fallas inversas.
38
Las reservas de hidrocarburos de México
Geología estructural
La estructura de este campo, corresponde a un bloque angosto expulsado por efectos de compresión.
El bloque se encuentra orientado de Noroeste a Sureste y a su vez limitado en ambos flancos por fallas
inversas, figura 4.2 y 4.3.
Estratigrafía
La columna estratigráfica atravesada está constituida
por sedimentos que van del Jurásico Superior Kimmeridgiano al Reciente. El Jurásico Superior Kimmeridgiano consta de dolomía microcristalina a mesocristalina ligeramente arcillosa, con microfracturas, que
se depositaron en un ambiente marino somero; el Jurásico Superior Tithoniano se compone de mudstone
arcilloso y bituminoso, en partes arenoso, mostrando
un ambiente más profundo y de circulación restringida. El Cretácico Inferior se asocia a dolomías con impregnación pobre de aceite en fracturas. El Cretácico
Medio se caracteriza por dolomías microcristalinas con
porosidad intercristalina y en fracturas, presentando
impregnación ligera de aceite móvil. Esta formación
se encuentra intercalada con delgados horizontes de
lutitas bentoníticas. En el Cretácico Superior se depositaron mudstone a wackestone dolomitizados y fracturados, con buena impregnación de aceite pesado.
El Terciario consiste de intercalaciones de lutitas con
delgadas alternancias de arenisca de grano fino a
medio, en tanto el Reciente se compone de arcillas
poco consolidadas y arenas.
Trampa
A nivel Cretácico y Jurásico Superior, la trampa es de
tipo estructural orientada sensiblemente de Este a Oeste
con afectación por fallamiento inverso al Norte y Sur,
figura 4.4.
Roca generadora
Los estudios geoquímicos realizados en el área determinan que la roca generadora de los hidrocarburos
es de edad Jurásico Superior Tithoniano y se conforma de materia orgánica en las lutitas bituminosas de
Nab-1
Probada
Probable
Probable
Posible
Posible
Probada
-2-28,85500
-2-29,9550
0
-3-30,05500
Figura 4.4 Imagen tridimensional de la cima de la Brecha del Cretácico
Superior en el campo Nab.
39
Descubrimientos
secundaria, intercristalina, en fracturas y cavidades de
disolución, con valores de porosidad promedio de 7
por ciento y saturación de agua de 17 por ciento.
N1
NUCLEO No. 1
INT: 3,040 -3,042 m
DOLOMIA MICRO
CRISTALINA
FRACTURADA
EDAD: BTP KS
III
Se efectuaron tres pruebas de producción. La primera en el Jurásico Superior Kimmeridgiano en agujero
descubierto la cuál no manifestó presencia de hidrocarburos. La segunda prueba se realizó en el Cretácico
Medio sin fluir y recuperó solamente una muestra de
aceite pesado. La tercera prueba se realizó en la Brecha del Cretácico Superior, obteniéndose aceite
extrapesado de 8.8 grados API con un gasto de 1,215
barriles por día y una presión inicial de 272 kg/cm2,
utilizando el bombeo electro-centrífugo. En la figura
4.5 se presentan los registros geofísicos procesados,
indicando el intervalo productor de aceite y gas, donde se efectuó la prueba de producción.
Reservas
II
Figura 4.5 Evaluación petrofísica mostrando los intervalos probados. En las láminas delgadas de los núcleos se
observan las dolomías fracturadas.
color negro y calizas arcillosas de color gris oscuro
con abundante materia orgánica y de distribución regional amplia.
Sello
A nivel regional, el sello está constituido por lutitas
bentoníticas, plásticas y parcialmente calcáreas del
Paleoceno.
Yacimiento
El yacimiento de edad Cretácico Superior se compone
de dolomías ligeramente arcillosas, de textura
microcristalina y brechoide. Su porosidad es de tipo
40
El volumen original 3P de aceite es 408.0 millones de
barriles, en tanto las reservas originales de petróleo
crudo equivalente 3P estimadas son de 32.6 millones
de barriles.
Numán-1
El pozo se perforó en Aguas Territoriales del Golfo de
México, alcanzando una profundidad total vertical de
3,650 metros y resultando productor de aceite extrapesado. El objetivo fue evaluar el potencial del Cretácico Superior y Medio, los cuales son productores en
los campos de aceite pesado de Ku-Maloob-Zaap. La
figura 4.6 muestra la localización del campo dentro
de la Sonda de Campeche.
Geología estructural
En el campo la estructura es de tipo anticlinal con
dirección Noroeste-Sureste, limitado al Norte y Sur
por fallas inversas. Al Este, el cierre de la estructura es
por buzamiento suave que alcanza al contacto aguaaceite y al Oeste contra sal, figura 4.7.
Las reservas de hidrocarburos de México
500000
600000
TUNICH
NABNAB BAKSHA
UBICACIÓN DEL 92°00'
AREACHAC MOOL
NUMAN-1 NUMAN
N
O
E
S
POHP
ZAZIL -HA
Región Marina
REGIÓN
MARINA
NORESTE
Noreste
LUM
MALOOB
IB - 101
ZAAP
BACAB
EK
BALAM
KU
KUTZ
2 150 000
CANTARELL
CHAC
IXTOC
TAKIN
500 m
Región Marina
REGIÓN
MARINA
SUROESTE
Suroeste
137
145Km
KM
19°00'
CD. DEL CARMEN
Cd. del Carmen
2 050 000
FRONTERA
Frontera
Golfo de
México
DOSBocas
Dos
BOCAS
0
10
20
30 km
Figura 4.6 Localización del pozo Numan-1 a 137 kilómetros de Ciudad del Carmen, Campeche.
N
O
E
S
NUMAN-1
Sal
0
1
2 Km.
Figura 4.7 Configuración estructural de la cima de la Brecha del Cretácico Superior en el campo Numan. El
flanco Occidental de la estructura se encuentra limitado por una intrusión salina.
41
Descubrimientos
Estratigrafía
de materia orgánica en las lutitas bituminosas de color negro y calizas arcillosas de color gris oscuro con
abundante materia orgánica, y de distribución regional amplia.
La columna estratigráfica atravesada está constituida
por sedimentos que van del Cretácico al Reciente. En
el Cretácico predominan los carbonatos, principalmente mudstone a wackestone arcilloso y fracturado,
dolomía microcristalina y nódulos aislados de pedernal. En el Cretácico Superior se encuentran brechas
derivadas de calizas dolomitizadas, con cementante
arcilloso y calcáreo. El Terciario se encuentra representado por lutitas con intercalaciones de arenisca de
grano fino a medio y el Reciente se compone de arcillas poco consolidadas y arenas.
Sello
A nivel regional, el sello está constituido por lutitas
bentoníticas, plásticas y parcialmente calcáreas del
Paleoceno.
Yacimiento
El yacimiento de edad Cretácico Superior se compone de una Brecha con fragmentos de dolomía microcristalina y de mudstone-wackestone de intraclastos y
bioclastos parcialmente dolomitizados. Su porosidad
es secundaria e intercristalina en fracturas y cavidades de disolución. La porosidad promedio es de 13
por ciento y la saturación de agua promedio es de 14
por ciento.
Trampa
A nivel Cretácico Superior la trampa es de tipo estructural, producida por esfuerzos compresivos de edad
Mioceno Inferior de orientación Noreste a Suroeste y
se encuentra afectada por fallas inversas y sal. (Fig. 4.8).
Roca generadora
En la figura 4.9 se presentan los registros geofísicos
procesados indicando los intervalos productores de
aceite y gas. La prueba de producción se efectuó
La principal roca generadora de los hidrocarburos es
de edad Jurásico Superior Tithoniano y se conforma
SO
Numan -1
Baksha -1
Tunich -1
Tunich -101
NE
N.R.N.M.
NEOGENO
PALEOGENO
CRETACICO
SAL?
JURASICO
Figura 4.8 Sección geológica entre los pozos Numan-1, Baksha-1, Tunich-1 y Tunich-101.
42
Las reservas de hidrocarburos de México
NUCLEO No. 1 y 1C
INT: 2,395-2,414 m.
BRECHA
EDAD: BTP KS
IV
III
NUCLEO No. 2
INT: 2,605-2,610 m.
DOLOMIA GRIS
EDAD: KM
II
Figura 4.9 Evaluación petrofísica mostrando los intervalos probados y los núcleos.
utilizando bombeo electro-centrífugo y se alcanzó
una producción de 780 barriles por día de aceite
de 9.2 grados API, con una presión inicial de 282
kg/cm 2 a una temperatura de 80 grados centígrados.
Reservas
El volumen original 3P de aceite es 257.5 millones de
barriles, en tanto las reservas originales de petróleo
crudo equivalente 3P estimadas son de 16.7 millones
de barriles.
Baksha-1
El pozo se perforó en Aguas Territoriales del Golfo de
México y se localiza aproximadamente a 138 kilóme-
tros al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche.
Alcanzó, una profundidad de 3,820 metros verticales
en un tirante de agua de 160 metros y resultó productor de aceite extrapesado. El objetivo fue evaluar el
potencial del Cretácico Superior y Medio, los cuales
como ya se mencionó son productores en los campos de aceite pesado de Ku-Maloob-Zaap. La figura
4.10 muestra la localización del mismo dentro de la
Cuenca de la Sonda de Campeche.
Geología estructural
La estructura es un anticlinal alargado con rumbo
general Este a Oeste, limitada al Norte y al Sur por
fallas inversas. Al Este y al Oeste el cierre de la estructura es por buzamiento. El pozo se ubica en el extremo occidental de esta estructura, (figura 4.11).
43
Descubrimientos
600000
TUNICH
NABNAB BAKSHA
UBICACIÓN
AREACHAC MOOL
BAKSHA-1 DEL 92°00'
500000
N
O
E
NUMAN
NUMAN
POHP
S
Región Marina
REGIÓN
MARINA
NORESTE
Noreste
ZAZIL -HA
LUM
MALOOB
IB - 101
ZAAP
BACAB
EK
BALAM
KU
KUTZ
2 150 000
CANTARELL
CHAC
IXTOC
TAKIN
500 m
Región Marina
REGIÓN
MARINA
SUROESTE
Suroeste
138
145Km
KM
19°00'
CD. DEL CARMEN
Cd. del Carmen
2 050 000
FRONTERA
Frontera
Golfo de
México
DOSBocas
Dos
BOCAS
0
10
20
30 km
Figura 4.10 El pozo Baksha-1 se localiza a 138 kilómetros de Ciudad del Carmen, Campeche, en Aguas Territoriales del Golfo de México.
Figura 4.11 Configuración estructural de la cima de la Brecha del Cretácico Superior del pozo Baksha-1,
mostrando los bloques que conforman esta estructura y la localización exploratoria Pit-1.
44
Las reservas de hidrocarburos de México
SO
BAKSHA-1
LOC. PIT-1
NE
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
Figura 4.12 Sección sísmica en profundidad mostrando cómo el yacimiento descubierto por el pozo
Baksha-1 está dividido en bloques. Uno de estos bloques se ha programado perforarlo con el pozo
exploratorio Pit-1.
Estratigrafía
Trampa
La columna estratigráfica está constituida por sedimentos que van del Jurásico Superior Kimmeridgiano
al Reciente. El pozo cortó Sal al final de la perforación. En el Jurásico Superior se cortaron dos núcleos,
uno en el Jurásico Superior Kimmeridgiano cuya litología corresponde a una dolomía microcristalina, y
otro en el Jurásico Superior Tithoniano que consta
de mudstone arcilloso, dolomitizado y en partes bituminoso, mostrando un ambiente más profundo y de
circulación restringida. En el Cretácico Inferior predominan los carbonatos, se cortaron dos núcleos que
constan de brechas con fragmentos de mudstone a
wackestone, dolomitizados, con cementante arcilloso
y calcáreo y con impregnación de hidrocarburos. El
Terciario se encuentra representado por intercalaciones de lutitas con delgadas alternancias de arenisca de diferentes tipos de grano.
La interpretación de la trampa a nivel del Cretácico
Superior muestra que es de tipo estructural, encontrándose afectada por fallas inversas y normales, con
una orientación general Este a Oeste, figura 4.12.
Roca generadora
La roca generadora de hidrocarburos es de edad
Jurásico Superior Tithoniano y se conforma de materia
orgánica en las lutitas bituminosas de color negro y
calizas arcillosas, de color gris oscuro con abundante
materia orgánica, con distribución regional amplia.
Sello
El sello está constituido por lutitas bentoníticas, plásticas y parcialmente calcáreas del Paleoceno.
45
Descubrimientos
IMPREGNACIÓN DE
ACEITE PESADO
NUCLEO No. 1
INT: 2,918-2,920 m.
BRECHA CON
N-1
IMPREG. DE HCS.
EDAD: BTP KS
I (Ag. Desc.)
III
N-2
FRACTURAS CON
IMPREGNACION
NUCLEO No. 2
INT: 2,945-2,950 m.
BRECHA CON
IMPREG. DE HCS.
EDAD: BTP KS
II
N-3
Figura 4.13 Evaluación petrofísica con los registros geofísicos interpretados, mostrando los intervalos probados y los núcleos.
Yacimiento
Se compone de una Brecha con fragmentos de mudstone-wackestone, parcialmente dolomitizado. Su porosidad es secundaria en fracturas y cavidades de disolución. La porosidad promedio es de 6 a 7 por ciento y la saturación de agua promedio varía de 22 a 25
por ciento.
En la figura 4.13 se muestran los registros geofísicos,
identificando los intervalos de las tres pruebas de producción, la primera en la Brecha del Cretácico Superior en agujero descubierto, encontrando aceite pesado de 9.6 grados API. La segunda se realizó en el
Cretácico Inferior encontrando aceite pesado de 9.6
grados API, y la tercera a nivel del Cretácico Superior
la cual se compone de una brecha sedimentaria con
fragmentos de mudstone a wackestone, parcialmen46
te dolomitizado. Se obtuvo una producción de 2,018
barriles por día de aceite extrapesado de 9.6 grados
API utilizando bombeo electro-centrífugo, con una
presión inicial de 314 kg/cm2, y temperatura de 82 grados centígrados.
Reservas
El volumen original 3P de aceite es 842.3 millones
de barriles, en tanto las reservas originales de petróleo crudo equivalente 1P, 2P y 3P se estimaron
en 9.6, 15.5 y 57.8 millones de barriles, respectivamente.
Tumut-1
El pozo se encuentra ubicado en las Aguas Territoriales del Golfo de México dentro de la plataforma conti-
Las reservas de hidrocarburos de México
TUMUT
80 Km.
Figura 4.14 Localización del pozo Tumut -1 en Aguas Territoriales del Golfo de México.
nental, en la Provincia Geológica de Coatzacoalcos
aproximadamente a 80 kilómetros al Noroeste de la
Ciudad del Carmen, Campeche, (figura 4.14). El pozo
alcanzó una profundidad total de 4,501 metros verticales, en un tirante de agua de 35 metros. Resultó
productor de aceite ligero en el Jurásico Superior
Kimmeridgiano.
carbonatos y el Terciario se encuentra representado
por intercalaciones de lutitas con delgadas alternancias
de arenisca. Las cimas cronoestratigráficas se fijaron
mediante un estudio bioestratigráfico de muestras de
canal, núcleos y registros geofísicos.
Geología estructural
Es de tipo estructural, con cierre contra falla inversa
en la porción Noreste y Suroeste, puede observarse
en la línea sísmica de la figura 4.15, cómo se encuentra limitada en ambos flancos por fallas de tipo inversa y la intrusión salina al centro de la estructura.
La estructura del pozo Tumut se presenta como un
anticlinal alargado y delimitado por dos fallas inversas, con el mismo rumbo, afectado en su parte central por la presencia de una intrusión salina que divide
la estructura en dos bloques, producto del evento
Chiapaneco del Mioceno Medio.
Estratigrafía
La columna estratigráfica está constituida por sedimentos que van del Jurásico Superior Kimmeridgiano
al Reciente. En el Cretácico Inferior predominan los
Trampa
Roca generadora
La principal roca generadora de los hidrocarburos es
de edad Jurásico Superior Tithoniano conformada
de materia orgánica en las lutitas bituminosas de color negro y calizas arcillosas de color gris oscuro con
abundante materia orgánica y distribución regional
amplia.
47
Descubrimientos
Tumut-1
NO
SE
Tiempo (ms)
1000
2000
Ks
(Flanco occidental)
(Flanco oriental)
Ks
Jsk
3000
Jsk
4000
Figura 4.15 Sísmica donde se ubica el pozo Tumut-1, se aprecia el yacimiento plegado y dividido en dos bloques
por efecto de la tectónica salina.
Sello
A nivel regional, el sello está constituido por lutitas
bentoníticas, plásticas y parcialmente calcáreas del
Paleoceno con un espesor que fluctúa en el área entre los 180 y 200 metros.
Yacimiento
El yacimiento de edad Jurásico Superior Kimmeridgiano, está constituido de mesodolomía con sombras
de oolitas y parcialmente arenosa, se observa anhidrita
rellenando algunos huecos producto de disolución;
con intercalaciones delgadas de lutita en partes
limolítica y de mudstone bentonítico y arenoso, con
flujos arenosos de cuarzo y feldespatos del tamaño
de limo a arena muy fina. En las figuras 4.16 y 4.17 se
muestra la evaluación petrofísica de los intervalos disparados mediante el procesado ELAN. De acuerdo al
análisis de registros geofísicos, núcleos y muestras de
canal, la porosidad promedio para el yacimiento es
de 6 por ciento, la saturación de agua es de 15 por
48
ciento, la presión inicial del yacimiento es de 591 kg/
cm2, conteniendo aceite ligero de 35 grados API.
Durante las dos pruebas de presión producción efectuadas, los gastos de aceite variaron de 4,806 a 4,175
barriles por día y de gas de 4.7 a 5.3 millones de pies
cúbicos por día, con una relación gas-aceite de 178
m3/m3 por un estrangulador de ¾ de pulgada, las presiones variaron de 85.5 a 84.8 kg/cm2.
Reservas
El volumen original 3P de aceite es 187.9 millones de
barriles, en tanto las reservas de petróleo crudo equivalente 1P, 2P y 3P estimadas son de 19.3, 49.1 y 71.1
millones de barriles, respectivamente.
Wayil-1
El pozo descubridor del campo Wayil, se localiza
en Aguas Territoriales del Golfo de México, frente a
las costas del Estado de Campeche, en el extremo
Las reservas de hidrocarburos de México
N-5
N-6
Figura 4.16 Procesado de registros geofísicos del primer intervalo, se
muestra la roca caliza dolomitizada constituyente del yacimiento.
N-4
Figura 4.17 Procesado de registros geofísicos del segundo intervalo del
pozo Tumut-1.
49
Descubrimientos
WAYIL
65 Km.
Figura 4.18 El campo Wayil se localiza a 65 kilómetros de Ciudad del Cármen, Campeche, en
batimetrías de 30 metros.
Sureste del Pilar de Akal, teniendo como límite
oriental más cercano el borde de la falla Frontera
que forma la Fosa de Macuspana, aproximadamente a 65 kilómetros al noroeste Ciudad del Carmen,
Campeche, con un tirante de agua de 22 metros.
El objetivo fue evaluar las reservas de aceite y gas
en rocas de edad Cretácico y Jurásico Superior Kimmeridgiano, figura 4.18.
Geología estructural
La estructura del pozo Wayil-1, esta representada por
un anticlinal casi simétrico con una orientación Noroeste-Sureste y cierre propio, se alinea en el mismo
tren estructural que el campo Homol.
Esta estructura corresponde a la continuación de un
alineamiento estructural con una orientación preferencial Noreste a Suroeste, a nivel Mesozoico donde
se ubican las estructuras Che, Homol, Zinic, y hacia
la parte Noreste del campo las estructuras de Kay,
50
Etkal y Etkal-101. En la figura 4.19 se muestra una
línea sísmica entre los pozos Zinic-1, Homol-1, Che-1
y Wayil-1.
Estratigrafía
El pozo Wayil-1 cortó una columna estratigráfica que
comprende rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano al Reciente, observándose una discordancia a nivel Oligoceno Superior. El yacimiento corresponde a
una brecha dolomitizada y fracturada del Cretácico
Medio.
El ambiente sedimentario son depósitos de brechas
de colapso, derivados posiblemente de plataforma
continental, y redepositados en ambientes de aguas
profundas de plataforma externa. Asociado a estos
depósitos se han identificado turbiditas, flujo de detritos, y secuencias de mudstone a wackestone, con
foraminíferos planctónicos de plataforma externa,
como se ilustra en la figura 4.20.
Las reservas de hidrocarburos de México
Wayil-1
Zinic-1
Homol-1
Che-1
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
Figura 4.19 Sísmica entre los pozos Zinic-1, Homol-1, Che-1 y Wayil-1. Se muestran claramente las diferencias de los
modelos estructurales entre las rocas del terciario y mesozoicas.
B
MICRODOLOMÍA ARCILLOSA.
AHIDRITA Y ARCILLA RELLENANDO
MICROFRACTURAS.
LIMOLITA DE CUARZO (ARCILLOSA Y
DOLOMÍTICA).
LIMOLITA DE CUARZO.
MESODOLOMÍA CON LIGERA
IMPREGNACIÓN DE ACEITE.
ESTILOLITA CON IMPREGNACIÓN DE
ACEITE PESADO.
IMPREGNACIÓN DE ACEITE EN
MESODOLOMÍA.
ARENISCA DE CUARZO MUY FINO A
FINO.
Figura 4.20 Láminas delgadas de los núcleos donde se observan las características petrofísicas de la dolomía constituyente de las rocas del yacimiento.
51
Descubrimientos
Trampa
Roca generadora
La trampa es de tipo estructural, y está conformada
en un anticlinal limitado en sus flancos Sureste y Noroeste por fallas inversas, y hacia el Suroeste por una
falla de desplazamiento lateral, con orientación Noroeste-Sureste. Hacia el flanco Noroeste presenta cierre
por fallamiento inverso.
La roca generadora es de edad Jurásico Superior Tithoniano y está formada por lutita bituminosa de color gris oscuro a negro, laminar y calcárea, con una
distribución regional amplia.
Sello
El yacimiento está constituido por rocas de dolomía
microcristalina a mesocristalina, fracturadas con porosidad intercristalina y vugular, y con intercalaciones
de mudstone a wackestone de foraminíferos planctónicos. La porosidad promedio estimada es de 4 a 8
por ciento y la saturación promedio de agua es de 14
a 35 por ciento. En la figura 4.21 se presenta el regis-
La roca sello está constituida por una secuencia de
lutitas con un espesor que fluctúa entre los 125 y 150
metros con una extensa distribución, en parte bentoníticas y calizas arcillosas de edad Paleoceno Inferior
de amplia distribución regional.
Yacimiento
Figura 4.21 Procesado ELAN del intervalo productor disparado, mostrando
la interpretación petrofísica.
52
Las reservas de hidrocarburos de México
N
O
E
S
SINAN
MISON 101
MISON
BOLONTIKU
CITAM
HAYABIL
KAB
CHUKUA 1
NAK 1
THEL 1
KOPO
KIX
WINAK 1
YUM KUKUT 1 BISEN 1
MAY
Golfo de México
MEN-1
RIBEREÑO-1
COSTERO
Frontera
LAGUNA DE
ATASTA
YAXCHE
0
10
20
30
40
50 km
Figura 4.22 Mapa de localización del campo Men. Se ubica a 75 kilómetros de Ciudad del Cármen,
Campeche, en un tirante de agua de 15 metros.
tro geofísico interpretado, indicando el intervalo productor de aceite y gas.
Reservas
El volumen original 3P de aceite es 143.1 millones de
barriles, en tanto las reservas de petróleo crudo equivalente 1P, 2P y 3P estimadas son de 31.7, 45.2 y 77.7
millones de barriles, respectivamente.
Men-1
El campo Men forma parte de los nuevos yacimientos
de gas seco descubiertos en facies arenosas de tipo
siliciclástico de edad Reciente-Pleistoceno. Estructuralmente se localiza sobre el Pilar de Akal dentro de la
Cuenca Litoral de Tabasco, área que corresponde al
Activo Regional de Exploración Marina y que administra el Activo Integral Litoral de Tabasco. El pozo
exploratorio Men-1, figura 4.22, se localiza en las
Aguas Territoriales del Golfo de México, aproximadamente a 75 kilómetros de Ciudad del Carmen, en un
tirante de agua de 15 metros.
Geología estructural
El pozo Men-1 se localiza dentro del cubo sísmico tridimensional Yum-3D, ubicado en la intersección de la
línea sísmica 2,170 y la traza 800, dentro del Pilar de
Akal.
En la traza 800, se observa la posición del campo Men,
el cual forma parte de una estructura geológica de
tipo roll-over de orientación Noreste a Suroeste, ligada en su porción Noroeste a la actividad de una falla
lístrica normal de orientación Noreste a Suroeste, la
cual provocó el acuñamiento y adelgazamiento de los
sedimentos. Cabe mencionar que los depósitos de los
sedimentos siliciclásticos son contemporáneos al desarrollo de la falla lístrica normal.
Estratigrafía
La columna geológica del pozo Men-1, comprende
principalmente rocas sedimentarias siliciclásticas de
edad Plioceno, Pleistoceno y Reciente. Las cimas
cronoestratigráficas se fijaron por las muestras de
53
Descubrimientos
Intervalo-I
Intervalo-II
2030
1985
2065
2025
Figura 4.23 Evaluación petrofísica de los intervalos I y II de las areniscas que constituyen los yacimientos del
campo Men.
canal, mediante el análisis de foraminíferos planctónicos índices.
Trampa
El tipo de trampa relacionado con los intervalos productores de gas seco a nivel Reciente Pleistoceno es
de tipo combinada debido a componentes estructurales y estratigráfico, ya que la caída del bloque bajo
de la falla lístrica provoca la deformación estructural
creando una estructura anticlinal (roll-over).
Sello
La roca sello está conformada por lutita en partes
calcárea con tonalidades gris claro y verdoso, semidura, ligeramente plástica y arenosa, intercalada entre las arenas productoras.
54
Yacimiento
Los yacimientos cuya edad son del Reciente-Pleistoceno están constituidos de la siguiente manera: El intervalo I (2,033-2,040/2,047-2,057 mvbmr) por arenisca gris claro de grano fino, mal cementada en material arcillo-calcáreo, con buena porosidad primaria intergranular; el intervalo II (1,985-1,992 mvbmr) y III
(1,909-1,914/1,920-1,930 mvbmr) por arenisca de cuarzo gris claro de grano fino, subanguloso a subredondeado, bien cementada en material calcáreo y escasa
arcilla y por último el intervalo IV (1,636-1,640 mvbmr)
por arena de cuarzo gris claro y translúcido de grano
fino, subredondeado a subanguloso, con regular porosidad primaria intergranular.
La figura 4.23 muestra la evaluación petrofísica de
los intervalos productores, con una porosidad pro-
Las reservas de hidrocarburos de México
N
ISLA
LOS PAJAROS
PUNTA
AGUA DULCE
O
E
ISLA
EL IDOLO
Ensenada
Martönez
S
AKZUYUT - 1
PUNTA
ARENAS
Golfo de México
LICHANAT -1
MATANCU - 1
Faja de Oro
CARPA-101
BARR
A GALIN
DO
TAMAKNI - 1
TAZIOL-1
DEMORA-1
UXUM-1
Lankahuasa Norte
HUAYA-1
Tuxpan
AKACHOC-1
BARRA DE TUXPAN
CHACAN-1
AXIT-1
CUXI-1
JUN-1
PUYU-1
PIXCAL-1
BARRA DE CAZONES
UXPI-1
Lankahuasa
BARRA BOCA DE ENMEDIO
Poza Rica
Lankahuasa
Profundo
PATUX -1
TUCAYAN-1
Barra de Tenixtepec
LIMETA
CHULA 1
BARRA BOCA DE LIMA
CALLIMAXTLA 1
QUITXCA
CHIHUIX 1
NACÚ
HUAPA
KAYAN 1
IXPIYUT 1
PULAKTUMIN
SEKNA
KOYUT
SILAKNI
LANKA NTE-1
PULHMAN
MALHATEN
TLAN
XOKE
ero
Est
Kosni-1
Tres Bocas
IslaLos Esteros
Nautla
.CAHUIN-1
LANKA CENTRO
PUPUT
LITAY
TAXTUNU
Lanka-1
Bo
bos
LACATZU
ZENA
CAXTUM
BARRA NUEVA
L. Grande
TAXCAT
SKATA -1
BARRA DOMINGAL
Colida
Lankahuasa
Sur
SIHINI-1
SKO
Lanka-DL1
PUZMAN-1
HUATIC-1
lores
Miraf
CANATLA-1
STAYAN -1
MAGNI-1
KAXAK
BARRA
SAN AGUSTIN
L. San Agustin
BARRA
TAKANU
AXCUT-1
STAPU
MUNTZAYA -1
LOKO-1
JACAN
XTAN-1
JINK-1
CHAUN-1
CAHUAN-1
XANAT-1
PUNTA
CAÑONERO-1
TICU-1
PUNTA
MANCHA
Cañonero
TUMIN-1
CHICINI-1
PUXKA-1
0
20 Km.
KOLOTZIN
MISIN
CHUN
KOTAN
PUNTA
Figura 4.24 El pozo Kosni -1 queda ubicado en el cubo sísmico
Lankahuasa, en Aguas Territoriales del Golfo de México.
medio de 19 por ciento, y una saturación de agua de
30 por ciento.
Reservas
El volumen original 3P de gas es 266.9 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas originales
de gas natural 1P, 2P y 3P estimadas son de 8.1, 20.2
y 35.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.
1, figura 4.24. Las áreas de oportunidad están formadas por trampas que contienen rocas terrígenas del
Plioceno y Mioceno, similares a los horizontes productores del campo Lankahuasa. La estructura de Kosni constituye la continuación de las facies productoras en el campo Lankahuasa hacia el Este. Geológicamente, se ubica en la porción marina de la Cuenca de
Tampico-Misantla, la principal productora de aceite y
gas asociado en la Región Norte.
Geología estructural
Kosni-1
El pozo exploratorio Kosni-1 se localiza geográficamente en Aguas Territoriales del Golfo de México, en
su porción de la Plataforma Continental, aproximadamente a 12 kilómetros al Noreste del pozo Lankahuasa-
Estructuralmente el campo se encuentra en la parte
sur de un bloque alargado en dirección NoroesteSureste, que corresponde a una estructura roll-over,
limitada por fallas sintéticas principales, que se unen
en profundidad al sistema lístrico regional, figura 4.25.
55
Descubrimientos
SO
Kosni-1
Kosni-101
NE
500
1000
1500
2000
PP3
2500
PP2
3000
PP1
Figura 4.25 Sección sísmica mostrando el aspecto estructural de las arenas que constituyen
los yacimientos en el campo Kosni. Asismismo, se ubican los pozos kosni-1 y 101, las
pruebas de producción y el sismograma sintético.
Estratigrafía
Roca generadora
El paquete sedimentario del Terciario en la Cuenca
de Tampico-Misantla, está constituido por una secuencia siliciclástica alternada con lutitas. El pozo Kosni-1
atravesó una secuencia de sedimentos clásticos; 418
metros de espesor del Pleistoceno, 1,506 metros del
Plioceno Superior, 305 metros del Plioceno Medio,
882.2 metros del Plioceno Inferior y 276.8 del Mioceno
Superior, sin alcanzar la cima del Mioceno Medio,
dichas unidades también fueron atravesadas por el
pozo Kosni-101 y son correlacionables entre ambos
pozos.
Regionalmente en la porción occidental de la Cuenca
de Tampico-Misantla, se reconocen rocas generadoras
del Jurásico Superior y del Terciario Eoceno, representadas por calizas arcillosas y lutitas. El gas de los pozos Kosni-1 y 101 para los cuatro intervalos, fue analizado por cromatografía determinándose que se trata de gas seco.
Trampa
La trampa es combinada para el yacimiento más profundo, ya que en el extremo tiene un sello contra falla
con un cambio de facies evidenciado por el pozo Kosni101, para los yacimientos intermedios la trampa es
estructural.
56
Sello
El sello está constituido por lutitas intercaladas con las
arenas productoras tanto vertical como lateralmente,
las fallas normales que afectan al yacimiento han constituido las rutas de migración que cargaron las arenas.
Yacimiento
Las rocas del yacimiento están constituidas por arenas de cuarzo, con fragmentos de rocas ígneas gris
Las reservas de hidrocarburos de México
N
O
E
S
Arrecife Medio
Isla de Lobos
Tiburón
Tintorera
Carpa
Golfo de
México
Esturión
Marsopa
Bagre-101
Bagre
Tuxpan
Atún
Atún-101
Morsa
Escualo
Cangrejo
POZA RICA
Poza Rica
Tecolutla
0
20
40 Km.
Figura 4.26 Ubicación de la Faja de Oro Marina donde se pueden observar los
pozos Bagre-101 y Atún-101 en el alineamiento estructural.
oscuro, fragmentos de rocas sedimentarias feldespatos, calcita férrica y pirita, pobremente clasificados,
soportados en una matriz arcillo calcárea con porosidad primaria intergranular.
Reservas
El volumen original 3P de gas natural incorporado por
los pozos Kosni-1 y 101 es 243.7 miles de millones de
pies cúbicos, en tanto las reservas originales de gas
natural, 1P, 2P y 3P estimadas son de 6.2, 24.0 y 32.1
millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.
ción de la Plataforma Continental, a 27 kilómetros al
Oriente de la Barra de Tuxpan, Ver., figura 4.26, habiéndose perforado en un tirante de agua de 49 metros. El objetivo fue evaluar una estructura localizada
a 4 kilómetros al Norte del campo Bagre B e identificada por sísmica tridimensional. Geológicamente se localiza en la porción oriental de la Plataforma de Tuxpan, en el tren de campos productores de aceite ligero. Su profundidad total fue de 2,896 metros desarrollados. Es importante mencionar que el pozo, quedo
terminado como horizontal de radio corto dentro del
yacimiento El Abra de edad Cretácico Medio.
Geología estructural
Bagre-101
El pozo Bagre-101 se localiza geográficamente en
Aguas Territoriales del Golfo de México, en su por-
La interpretación sísmica del cubo Lankahuasa Norte,
permitió visualizar en forma tridimensional una estructura alargada hacia la porción Norte del campo Bagre
57
Descubrimientos
Loc. Bagre-201
Bagre-101
Bagre-B
Bagre-A
N
Figura 4.27 Imagen tridimensional de la cima de la formación El Abra, la cual corresponde a una estructura
alargada que forma parte del cinturón de la Faja de Oro Marina.
Crecimientos de
rudistas
Depósitos lagunares
Depósitos
lagunares
Arenas carbonatadas
(pos-arrecife, deltas de
marea)
Depósitos de talud
Figura 4.28 Modelo geológico de la Faja de Oro Marina en donde se pueden observar las diferentes
facies del arrecife. Las facies de postarrecife es la de mayor calidad y está presente en los campos
productores costa afuera.
58
Las reservas de hidrocarburos de México
2650
representadas por packstone y grainstone de
miliólidos. Son las facies predominantes en el tren productor de la Faja de Oro Marina. Las facies del frente
arrecifal, únicamente se han encontrado en la porción Sur, en los pozos Percebes-1 y Ostiones-1. Los
procesos diagenéticos controlan la calidad de la roca
como se indica en la figura 4.28.
Trampa
2700
2750
La configuración estructural de la cima de El Abra muestra tres paleorelieves o estructuras orientadas de Norte
a Sur, con cierre en las cuatro direcciones: al Sur la de
el campo Bagre B, al centro la de Bagre-101 y al norte la
de la estructura Bagre-201. Hacia la porción oriental de
las tres estructuras se encuentra una fuerte caída, que
corresponde al talud de la plataforma.
Sello
El sello de los yacimientos de El Abra en el tren de
campos productores de la Faja de Oro Marina lo constituyen principalmente las lutitas del Mioceno.
Yacimiento
2800
Figura 4.29 Registros geofísicos y la interpretación mostrando las características del yacimiento del campo Bagre.
B, (figura 4.27) conformada por un paleorelieve de la
formación El Abra. La estructura forma parte de una
serie de paleorelieves alineados de Norte a Sur y surcados por cañones con dirección al Oriente, que tienen salida hacia el talud en donde se deposita la formación Tamabra de edad Cretácico Medio.
Estratigrafía
La columna sedimentaria que atravesó el pozo, va
desde el Cretácico Medio hasta el Reciente. La sedimentación de la roca del yacimiento corresponde a facies
de postarrecife, constituidas de arenas carbonatadas
El yacimiento de El Abra está constituido principalmente por packstone y grainstone de miliólidos, en la figura
4.29 se observa el registro geofísico mostrando las características petrofísicas del yacimiento. La profundidad
es de 3600 metros, el espesor neto de 106 metros, la
porosidad promedio de 18 por ciento, con una saturación de agua promedio de 18 por ciento y datos de
permeabilidad hasta de 500 milidarcies. El yacimiento
de aceite de El Abra está asociado a un acuífero muy
activo, los datos de los otros campos indican que la
declinación de la presión es mínima. En la figura 4.29 se
muestra un registro geofísico interpretado indicando los
intervalos probados; de las pruebas de producción se
obtuvieron gastos de 2,330 barriles por día de aceite de
41 grados API y de 2.4 millones de pies cúbicos de gas,
con una presión inicial de 84.2 kg/cm2, por un estrangulador de ½ pulgada.
59
Descubrimientos
Reservas
más importantes y con resultados más significativos
son detallados a continuación.
El volumen original 3P de aceite es de 94.3 millones de barriles, en tanto las reservas originales de
petróleo crudo equivalente 1P, 2P y 3P estimadas
son de 37.6, 37.6 y 57.4 millones de barriles, respectivamente.
4.3 Descubrimientos terrestres
Los descubrimientos terrestres se ubicaron en las
cuencas de Burgos, Sabinas y Veracruz de la Región
Norte, y en las Cuencas del Sureste de la Región Sur.
La incorporación de reservas en su clasificación 1P,
2P y 3P de los descubrimientos terrestres es de 51.8,
143.5 y 346.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, respectivamente. Los pozos perforados
Cuenca de Burgos
La Cuenca de Burgos sigue siendo la más importante en términos de reservas descubiertas y producción de gas no asociado, este año se incorporaron con la perforación de doce pozos exploratorios 34.9, 181.5 y 417.5 miles de millones de
pies cúbicos de gas no asociado de reservas 1P, 2P
y 3P.
Santander-1
Geológicamente, se ubica en la porción Oriente de la
Cuenca de Burgos dentro de faja del Oligoceno. Su
objetivo fue evaluar el potencial de hidrocarburos en
N
O
E
S
0
10
20
30 Km.
Figura 4.30 El pozo Santander-1 se ubica fisiográficamente dentro de la Planicie Costera del Golfo de México, geológicamente en
la Cuenca Terciaria de Burgos.
60
Las reservas de hidrocarburos de México
Santander-1
W
E
1000
1500
2000
2500
Figura 4.31 Sección sísmica mostrando el modelo estructural-estratigráfico donde se observa
cómo la falla de expansión controla la variación de espesor de los sedimentos.
los sistemas deltaicos progradantes, correspondientes al Play Vicksburg del Oligoceno, figura 4.30
Geología estructural
Se ubica en un alineamiento estructural con dirección Norte-Sur que es parte de la falla de expansión
del Oligoceno. Figura 4.31
Sello
La roca sello está constituida por una secuencia de
aproximadamente 50 metros de lutitas, en parte
bentoníticas de color verde y gris oscuro y con presencia de cuerpos arenosos y calcáreos de edad
Oligoceno, con amplia distribución regional.
Yacimiento
Estratigrafía
El pozo alcanzó 3,550 metros verticales, y la columna
estratigráfica abarca del Oligoceno en la formación
Vicksburg al Mioceno dentro de la formación
Catahoula que aflora. La columna estratigráfica atravesada está constituida de capas de lutitas, arenas y
areniscas, en tanto la litología en los yacimientos está
constituida por areniscas de grano medio a fino, intercaladas en sedimentos arcillosos depositados en una
serie de deltas.
Trampa
La trampa es de tipo estratigráfico-estructural, mostrando un probable cambio de facies al Oriente y cierre contra falla hacia el Occidente.
Se probaron dos intervalos que resultaron productores a 3,467-3,478 metros en la arena denominada
OV-60 y a 3,284-3,300 metros en la OV-55. El yacimiento productor denominado OV-55, es el más importante con un espesor mayor, y con mejores características petrofísicas. La interpretación sísmica
muestra un crecimiento significativo en éste intervalo. Las arenas de la OV-55 se componen de areniscas, son de color gris claro y gris verdoso, de
granos finos de cuarzo con una porosidad promedio de 14.5 por ciento y saturación de agua de 32 a
42 por ciento. La prueba de producción en la OV60 aportó 0.9 millones de pies cúbicos diarios, en
tanto la OV-55 el aporte fue de 3.3 millones de pies
cúbicos diarios. En la figura 4.32 se muestra el registro geofísico interpretado, donde se indica la ubi61
Descubrimientos
0
GR
150
0
RT
0
20
Shc
100
30
Øe
0
3275
3300
3325
PP-2 (3,284-3,300 m) OV-55
Fract. 10/64”
Qg=3.3 mmpcd
Qc=192 bpd
P=9,800 psi
3350
PP-2 (3,284-3,300 m) OV-55
Fract. 10/64”
Qg=3.3 mmpcd
Qc=192 bpd
P=9,800 psi
3 4 5 0
3475
PP-1 (3,467-3,478 m) OV-60
Refract. 14/64”
Qg=0.859 mmpcd
Qc=5 bpd, Qa=37 bpd
P=900 psi
3500
Figura 4.32 Registro geofísico interpretado mostrando
la ubicación de las pruebas de producción (intervalos
productores) y los valores petrofísicos calculados.
N
O
E
S
LIMITE DE RESERVA 2P
Santander-1
LIMITE DE RESERVA 3P
LIMITE DE RESERVA 1P
S-2
0
1
2
3 Km.
Figura 4.33 Configuración estructural de la Arena 3284 (OV55), productora en el campo Santander, mostrando los límites de reserva 1P, 2P y 3P.
62
Las reservas de hidrocarburos de México
N
O
Misión
Camargo
E
Misión-1001
Camargo-1001
S
Cañón
Reynosa
Patlache-1
Lomitas
Sultán-1
Caudaloso-1
Garufa-1
Reynosa
Polvareda
Dandi -1
Pascualito
Torrecillas
Comitas
Monterrey
Cronos-1
Cronos
Orozco
Chalupa-1
Chapul
Cuitláhuac
Barreal-1
Pípila
Nuevo Laredo
0
10
20
30 Km.
Ternero
Huizache
Presa Falcón
Reynosa
Matamoros
Herreras
Reynosa
Camargo
Golfo de México
Figura 4.34 El pozo Patlache-1 se ubica geológicamente en la Cuenca
Terciaria de Burgos, en el proyecto de inversión Burgos-Camargo.
cación de las pruebas de producción realizadas y
los valores petrofísicos calculados.
tes de areniscas dentro de los plays Vicksburg del
Oligoceno Inferior y Jackson del Eoceno, figura 4.34.
Reservas
Geología estructural
El volumen original 3P de gas natural es de 183.2 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas
originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 4.3, 58.4 y
111.2 miles de millones de pies cúbicos de gas, respectivamente. Figura 4.33
La geología estructural dentro de esta área y a nivel
del objetivo principal es de trampas combinadas dentro de una estructura que presenta su eje principal
con dirección preferencial de Noreste a Suroeste. El
cierre de la estructura es contra falla al Este y cortada
por una discordancia erosional hacia el Norte.
Patlache-1
Estratigrafía
Geológicamente, se ubica en la Cuenca de Burgos en
el proyecto de inversión Burgos-Camargo aproximadamente a 16 kilómetros de la Ciudad de Reynosa,
Tamaulipas. La perforación del pozo tuvo como objetivo incorporar reservas de gas húmedo en horizon-
El pozo alcanzó la profundidad total de 4,600 metros,
y atravesó una columna sedimentaria que va del
Eoceno Inferior en la formación Wilcox al Mioceno
que aflora, representado por la formación Catahoula.
63
Descubrimientos
Con este pozo se encontró un nuevo play en el Eoceno
Inferior, donde la roca almacén se asocia a sistemas
de abanicos submarinos. Es importante resaltar que
en el tren de los campos Misión-Cañón-Sultán y Torrecillas-Pascualito no se tiene a la fecha reportada producción en esta edad.
Yacimiento
El yacimiento está contenido en una trampa de tipo
combinada dentro de una estructura que corresponde al flanco de un anticlinal con cierre contra falla al
Este y cortado por una discordancia erosional hacia
el Norte.
El yacimiento productor está constituido principalmente de areniscas de color gris claro, de grano medio de
cuarzo y con un porcentaje menor de lutita. Los yacimientos presentan una porosidad que varía de un 14
hasta un 19 por ciento que es de tipo intergranular a
intragranular. La saturación de agua varía entre 22 y
60 por ciento. Durante la prueba de producción, se
obtuvo un gasto de 12.8 millones de pies cúbicos por
día. En la figura 4.35, se muestra el registro geofísico
interpretado, donde se indica la ubicación de la prueba de producción realizada y los valores petrofísicos
calculados.
Sello
Reservas
A nivel del pozo y de acuerdo a la interpretación de
los registros geofísicos el sello corresponde a lutitas
del Eoceno. A nivel regional, la roca sello está constituida por una secuencia de lutitas bentoníticas de edad
Eoceno y de amplia distribución regional.
El volumen original 3P de gas natural es de 181.4 mi-
Trampa
les de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas
originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 2.2, 8.4 y 26.9
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
respectivamente.
0.3 PHIE (dec) 0
0 PayFlag () 10
0
GR (API)
150
0
4320
S/P
AT90 (ohm.m)
20 1
SW (dec)
2380
0 0.3 PHI_NP (dec) 0
Arena 2325
S/P
Arena 4316
(PP-1)
Arena 1925
4330
1930
S/P
4270
Arena 1925
S/P
Arena 1900
Arena 4265
4280
S/P
S/P
Arena 3732
S/P
1880
Arena 1877
Arena 2648
S/P
1610
Arena 1607
3760
S/P
2650
S/P
Arena 2375
S/P
Arena 1381
1390
Figura 4.35 Registro geofísico interpretado mostrando la prueba de producción del intervalo productor y los yacimientos potenciales restantes.
64
Las reservas de hidrocarburos de México
N
O
E
S
desarrollos arenosos de la formación Olmos del Cretácico Superior.
Cd. Acuña
Geología estructural
Proyecto Múzquiz
Piedras Negras
Cuenca de Sabinas
Sabinas
Nuevo Laredo
Forastero-1
Campo Merced
Campo MonclovaBuena Suerte
Monclova
Monterrey
Saltillo
0
20
40
60 Km.
Figura 4.36 El pozo Forastero-1 se localiza en la Cuenca
de Sabinas a 345 kilómetros de la ciudad de Reynosa,
Tamaulipas.
Cuenca de Sabinas
En el año 2004 se continuó con la campaña de perforación exploratoria, hecho que significó el descubrimiento e incorporación de nuevas reservas de gas
no asociado.
Forastero-1
El pozo se localiza en la porción Norte de la Cuenca
de Sabinas, aproximadamente a 345 kilómetros al Noroeste de la Ciudad de Reynosa, Tamaulipas como
puede ser observado en la figura 4.36. El objetivo fue
probar y establecer producción de gas no asociado
en rocas clásticas de la formación La Casita del
Jurásico Superior, los cuerpos de calizas fracturadas
de la formación La Virgen del Cretácico Inferior y los
Con la ayuda de la interpretación sísmica bidimensional, se pudo establecer la presencia en el subsuelo
de una estructura anticlinal de bajo relieve y con una
orientación preferencial de su eje del Noroeste al Sureste, y limitado en sus flancos Suroeste y Noreste
por fallas de tipo inverso. En la figura 4.37 se puede
apreciar que el pozo quedó ubicado en una porción
cercana a la parte más alta de la estructura.
Estratigrafía
El pozo se perforó hasta alcanzar 4,587 metros verticales y la columna geológica atravesada va del Jurásico Medio en la formación La Casita hasta la formación Escondido del Cretácico Superior que aflora en
el área. Dentro de la formación La Casita se tienen
determinados tres miembros: el superior que es el
generador y que sirve de sello, el medio que es el
yacimiento y el inferior que es a su vez generador y
sello. En cuanto a la formación La Virgen, ésta se
encuentra genéticamente relacionada a un ambiente
de plataforma carbonatada de circulación restringida
con depósito de carbonatos que van de wackestone
a packstone de peletoides, miliólidos y bioclastos parcialmente dolomitizados.
Trampa
A nivel de la formación La Casita, se han interpretado
secuencias almacenadoras de gas, contenidas en una
trampa de tipo estructural, limitado por fallamiento
inverso hacia el Suroeste y Noreste.
Sello
El sello está compuesto por las evaporitas de los miembros II y V de la formación La Virgen del Cretácico
Inferior con 250 y 450 metros, respectivamente.
65
Descubrimientos
N
O
E
S
0
1
2
3 Km.
Figura 4.37 Configuración en profundidad de la formación La Casita en el Jurásico
Superior, mostrando la línea sísmica 696.
GRds (GAPI)
0.
HCAL (IN)
6.
DPTR (DEG)
0.
ANISOT () DT2R
150. 0.5
-0.1 170.7 0. 0.2
DTRS
16. fracturas 170.7 0. 0.2
DEPTH
90.
M
LLD (OHMM)
SW (Dec)
2000. 1.
LLS (OHMM)
2000.
PHIE (Dec)
0. 0.3
hidrocarburo
BVW (Dec)
0.3
RHOZds (G/C3)
0. 1.95
2.95 0.
TNPHds (V/V)
0. 0.45
-0.15 1.
BVWSXO (Dec)
0.3
0.
0.
fract.
0.
0.
1.
VLime (dec)
10.
hdc. residual
1.
PHIE (Dec)
VSand (dec)
PayFlag ()
fract.
VWCL (Dec)
0.
1.
VDol (dec)
0.
4400
4450
4500
POSIBLES FRACTURAS
Figura 4.38 Registro geofísico mostrando la interpretación petrofísica, las posibles fracturas y parte de la ubicación de la prueba
de formación.
66
1.
Las reservas de hidrocarburos de México
Yacimiento
originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 2.9, 6.6 y 15.2
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
respectivamente.
La roca almacenadora la constituyen las areniscas de
la formación La Casita. El análisis petrofísico indica
que el yacimiento tiene porosidades promedio que
van de 4 a 9 por ciento y que llegan a alcanzar hasta
12 por ciento cerca de la posición crestal. La saturación de agua calculada por registros geofísicos es de
16 a 36 por ciento en promedio. La prueba de producción alcanzó una producción inicial de 15.4 millones de pies cúbicos por día con una presión de fondo de 401 kg/cm2. En la figura 4.38 se observa el registro geofísico interpretado, indicando la ubicación
de la prueba de producción realizada y los valores
petrofísicos calculados.
Cuenca de Veracruz
La continuación de los trabajos exploratorios en esta
área ha demostrado la existencia de una distribución
más amplia de los yacimientos con hidrocarburos. Los
pozos de mayor relevancia en esta cuenca son descritos a continuación.
Arquimia-1
El pozo se perforó a 84 kilómetros al Sureste de la
ciudad de Veracruz, Veracruz, figura 4.39, y se localiza geológicamente en la Cuenca de Veracruz. Alcanzó una profundidad total de 2,200 metros verticales y
el objetivo fue evaluar las arenas del Mioceno Superior que constituyen horizontes discontinuos y sub-
Reservas
El volumen original 3P de gas natural es de 123.1 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas
N
O
E
S
Veracruz
ANEG-2
ANEGADA-1
ANEG-3
o
xic
Mé
de
lfo
Go
T. HIGUERAS
COPITE
CAMARONERO -1A
M.R.A.
M.PIONCHE
MATA ESPINO
TLALIXCOYAN-1
PLAYUELA-1
BLANCO-2
MECAYUCAN
CUATAS-1
COCUITE
ANGOSTURA
ZAFIRO-PERDIZ 3D
1510 Km 2
Acatlán
Alvarado
LIZAMBA-1
PERDIZ-1 GUINEA -1
4
1
V. Camalote
ZAFIRO -101
CHALPA -1
MATA GALLINA
Tierra Blanca
Arquimia-1
ESTANZUELA-1
600 Km 2
R.PACHECO
SAN PABLO
COLORIN
esa
Pr
GLORIA
MIRADOR
VEINTE
el
igu
M
NOVILLERO
an
em
Al
0
10
20
30 Km.
Figura 4.39 Mapa de ubicación del pozo Arquimia-1, geológicamente se ubica en la Cuenca de Veracruz.
67
Descubrimientos
Chalpa-1
N
O
E
S
Galil-1
Arquimia-1
L-5
42
corresponde a una gran depresión donde fueron depositados sedimentos terrígenos de lutitas,
areniscas y conglomerado. Los sistemas sedimentarios interpretados regionalmente corresponden entre otros a: abanicos submarinos, abanicos de piso de cuenca, deltas, progradaciones
y canales, cuyas edades van del Paleoceno al
Reciente.
La columna estratigráfica cortada en el pozo
corresponde a rocas de edad Mioceno Superior hasta el Reciente y está compuesta principalmente por lutitas con algunos horizontes
de areniscas.
Trampa
En la figura 4.41 se observa cómo las trampas
reconocidas son combinadas, notándose una
importante componente estructural. La componente estratigráfica de la trampa se presenta en
forma de acuñamiento.
Figura 4.40 La anomalía de amplitud presenta concordancia
con las curvas de nivel estructural.
paralelos de arenas asociadas a complejos de abanicos y canales submarinos.
Sello
La roca sello está constituida por una secuencia de
lutitas que están interestratificadas de edad Mioceno
de amplia distribución regional.
Geología estructural
Yacimiento
Estructuralmente corresponde al flanco oriental del
anticlinal Chalpa. La secuencia arenosa del yacimiento de Arquimia se depositó bajo un mecanismo de
estratos de crecimiento, cuyo desarrollo fue sincrónico al plegamiento del anticlinal Chalpa. La anomalía
de amplitud obtenida de la sísmica, presenta concordancia con las curvas de nivel estructural. En la figura
4.40 se pueden observar estas características.
Estratigrafía
El pozo se ubica en el elemento geológico denominado Cuenca Terciaria de Veracruz que a nivel regional
68
El yacimiento se ubica estratigráficamente en el Mioceno
Superior, está conformado por un cuerpo de arena,
que se acuña hacia el Occidente contra el alto Novillero-Víbora. La porosidad promedio es de 23 por ciento y
la saturación de agua del 35 por ciento. La prueba de
producción realizada en el intervalo 2,053-2,061 metros
desarrollados, permitió definir al pozo como productor
de gas seco en el horizonte del Mioceno Superior con
una producción de 2.3, 4.0 y 5.9 millones de pies cúbicos por día para estranguladores de 3/16, 1/4 y 5/16
pulgadas, respectivamente. En la figura 4.42 se observa
el registro geofísico interpretado indicando la ubicación
Las reservas de hidrocarburos de México
Figura 4.41 La trampa esta formada por una arena
que se acuña sobre una superficie discordante.
Correlación
0
2050
Resistividad
100
0.2
Nphi
Saturación
200 100
HCS
0
Rhob
Porosidad
0.5
Permeab.
0
10
Pay
Litología
1000
2050
2050
2051
Pay
N1
2053
2059
2061
Bruto
Neto
Pay
N/B
29 m
24 m
18 m
0.82
2075
2075
2080
Figura 4.42 La prueba de producción realizada en el intervalo 2,053-2,061
mdbmr define al pozo como productor de gas seco en el horizonte del
Mioceno Superior.
69
Descubrimientos
de la prueba de producción realizada y los valores petrofísicos calculados.
Superior, en condiciones y características similares a
las arenas productoras de gas seco del campo Cocuite.
Reservas
Geología estructural
El volumen original 3P de gas natural es 80.4 miles
de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas
originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 8.0, 8.5 y
8.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.
Estructuralmente, el campo forma parte del alineamiento estructural Camaronero, entre los alineamientos regionales Novillero-Víbora-Chachalacas y Antón
Lizardo. De acuerdo a la configuración estructural del
Mioceno Superior, este pozo se localizó sobre el flanco Poniente de la estructura anticlinal Camaronero,
con rumbo Noroeste-Sureste, cuyo eje mayor es de 5
kilómetros y un eje menor de 1.5 kilómetros aproximadamente. El alineamiento estructural Camaronero,
que contiene al campo Vistoso, es paralelo al alineamiento estructural productor Playuela-Cocuite. En la
figura 4.44, se observa la línea sísmica que pasa por el
Kepler-1
Se ubica en lo que geológicamente se conoce como
la Cuenca de Veracruz, a 22 kilómetros al Sureste de
la ciudad de Veracruz, Veracruz, figura 4.43. El objetivo fue probar los desarrollos arenosos del Mioceno
N
O
Veracruz
ANEG-3
ANEG-2
ANEGADA-1
E
S
Go
lfo
T. HIGUERAS
de
CAMARONERO-1A
M.R.A.
o
xic
Mé
COPITE
M.PIONCHE
MATA ESPINO
MECAYUCAN
Alvarado
TLALIXCOYAN-1
PLAYUELA -1
BLANCO-2
CUATAS -1
COCUITE
ANGOSTURA
ZAFIRO-PERDIZ 3D
1454 Km2
Acatlán
PERDIZ-1 GUINEA-1
4
1
V. Camalote
LIZAMBA-1
KEPLER-1
MATA GALLINA
ZAFIRO-101
CHALPA-1
Tierra Blanca
ESTANZUELA-1
ARQUIMIA-1
SAN PABLO R.PACHECO
MIRADOR
COLORIN
GLORIA
VEINTE
NOVILLERO
0
10
20
30 Km.
Figura 4.43 El pozo Kepler-1 se localiza dentro del área del estudio sísmico
Zafiro-Perdiz 3D. Regionalmente se ubica en la porción Sur de la Cuenca
Terciaria de Veracruz.
70
Las reservas de hidrocarburos de México
SO
Lizamba-62
NE
Kepler-1
Plioceno Inferior
Mioceno Superior
Figura 4.44 Línea sísmica donde se observa el pozo Kepler-1. Las arenas corresponden a las
anomalías de amplitud.
Figura 4.45 Columna estratigráfica mostrando cómo las arenas se desarrollan en
los rellenos de canales de edades Oligoceno, Mioceno y Plioceno.
71
Descubrimientos
pozo Kepler-1, donde se observa que estas arenas se
acuñan hacia la cima de la estructura.
Yacimiento
Se disparó el intervalo 2,336-2,339 metros en el Mioceno Superior el cual se compone de un cuerpo de
arenisca con porosidad promedio de 23 por ciento y
la saturación de agua de 45 por ciento. La prueba de
producción realizada permitió definir al pozo como
productor de gas seco en el horizonte del Mioceno
Superior con una producción de 5.2 millones de pies
cúbicos por día. En la figura 4.46 se observa el registro geofísico interpretado indicando la ubicación de
la prueba de producción realizada y los valores petrofísicos calculados.
Estratigrafía
El pozo atravesó una secuencia que va del Mioceno
Superior al Plioceno Medio que aflora, depositadas
antes y después de las arenas impregnadas con gas,
figura 4.45.
Trampa
La figura 4.44 muestra cómo las trampas reconocidas
son combinadas. La componente estratigráfica de la
trampa se presenta en forma de acuñamiento.
Reservas
Sello
El volumen original 3P de gas natural es 22.3 miles de
millones de pies cúbicos, en tanto las reservas originales de gas 1P, 2P y 3P estimadas son de 2.3, 3.0 y
3.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.
Como sello, se considera la distribución regional de
estratos arcillosos ampliamente desarrollados con
potentes espesores de lutitas del Mioceno Superior.
Correlación
0
120
Resistividad
md
0.2
Saturación
200 100
HCS
Nphi
0
Rhob
Porosidad
0.5
Permeab.
0 10
Pay
Litología
1000
2325
2332
2336
N-1
2339
SW = 45 %
Ø = 23 %
Rt = 6 Ω
k = 50 md
2341
2344
2346
SW =
Ø =
Rt =
k =
55 %
23 %
3a5Ω
50 md
2350
2375
Figura 4.46 Registros geofísicos procesados del pozo Kepler-1 mostrando las
características petrofísicas de los intervalos productores.
72
Las reservas de hidrocarburos de México
N
O
H. Cárdenas
E
S
Villahermosa
C. EDEN
C. JOLOTE
C. TEPEYIL
C. A. PRIETO
C. JUJO-TECO
C. JACINTO
C. ROSARIO
Cd. Pemex
C. PIGUA
C. CUATAJAPA
Samaria-1001
C. PAREDON
C. PLATANAL
COMPLEJO A.J.BERMUDEZ
C. CHILAPILLA
C. J. COLOMO
C. GUIRO
C.GUANAL
C. VERNET
C. CAFETO
C. NISPERO
C. CACTUS
Macuspana
C. MORALES
C. RIO NUEVO
C. DORADO
C. JIMBAL
C. ACACHU
C. JUSPI
C. ACAHUAL
C.A. ZANAPA
C. SITIO GRANDEC. TEPATE
C. TEPETITAN
C. FORTUNA NAL.
C. SARLAT
C. C. LOPEZ
C. TAPIJULAPA
C. FENIX
C. AGAVE
C. MEDELLIN TRIUNFO-3
C. MUNDO NUEVO
C. ARTESA
C. SABANCUY
C. COMOAPA
C. IRIS
C. GIRALDAS C. TOPEN
C. ACUYO
C. CARMITO
C. CHIAPAS
C. CHIRIMOYO
C. CHINTUL
Teapa
C. SUNUAPA
C. GAUCHO
C. COPANO
C. SECADERO
C. MUSPAC
C. CATEDRAL
0
20 km
Figura 4.47 El pozo Samaria-1001 se localiza en el complejo Antonio J. Bermudez,
geológicamente en las Cuencas del Sureste.
Cuencas del Sureste
Estratigrafía
Durante el año 2004 se incorporaron en esta cuenca
yacimientos de aceite pesado a nivel de rocas clásticas
de edad Plioceno-Pleistoceno del campo Samaria, además de gas y condensado en carbonatos del Mesozoico del pozo Tizón-201. Con estos resultados se pretende una reactivación enérgica del área, confirmándose el enorme reto exploratorio en los siguientes años
por el importante potencial petrolero.
La columna geológica atravesada va del Plio-Pleistoceno al Reciente. La zona productora está contenida en tres cuerpos de arena que se denominan
1, 4 y 6, y corresponden a las rocas clásticas formadas por arenas de grano medio con una importante impregnación de aceite viscoso producto de
la biodegradación. Con base en la información de
las secciones estratigráficas se correlacionaron los
cuerpos de arena utilizando las curvas de potencial
espontáneo y de resistividad, determinándose la distribución de las arenas 1, 4 y 6 en la porción central del campo. La Arena 1 es la que presenta una
distribución más irregular, sólo tiene continuidad
en el Sur y centro del área de estudio, cubre un
área de aproximadamente 1.1 kilómetros cuadrados, Figura 4.48. La cima de este paquete de arenas se ubica entre 550 y 850 metros de profundidad, presenta espesor neto e impregnado promedio de 28 metros y 18 metros respectivamente. La
distribución discontinua de este paquete arenoso
se debe a la existencia de un sistema fluvial bien
desarrollado, probablemente en condiciones muy
similares a las actuales.
Samaria-1001
El pozo se localiza en lo que geológicamente se conoce como Cuencas del Sureste y específicamente dentro del área de Chiapas-Tabasco a 18 kilómetros al
Suroeste de la Ciudad de Villahermosa, Tabasco, figura 4.47. El objetivo central fue evaluar e incorporar
reservas de aceite pesados del Plioceno-Pleistoceno
del área de Samaria.
Geología estructural
Básicamente se compone de un homoclinal, que no ha
estado sujeto a eventos importantes de tipo estructural.
73
Descubrimientos
SW
NE
S-84
S-13
S-37
S-45
S-35
S-38
S-51
LUTITA-1
SECUENCIA-7
LUTITA-4
ARENA-1
ARENA-4
SECUENCIA-6
LUTITA-6
ARENA-6
SECUENCIA-5
LUTITA-8
ARENA-8
SECUENCIA-4
Figura 4.48 Correlación estratigráfica mostrando los registros de potencial espontáneo y resistividad de los pozos
de desarrollo. Las arenas 1,4,6 y 8 constituyen los yacimientos de este campo.
Curva Registro original
Curva Registro nuevo
-200
1759-1769
0
0.2
200
1758-1766
1800
1811-1816
Figura 4.49 Registros geofísicos mostrando las características petrofísicas de los yacimientos.
74
Las reservas de hidrocarburos de México
Trampa
La trampa la constituyen areniscas lenticulares poco
consolidadas, de edad Plio-Pleistoceno, identificadas
como las Arenas 1 hasta la 16, que quedan comprendidas en las secuencias que van de la 1 a la 7, por
encima del límite de secuencia 2.56 millones de años.
Figura 4.49.
Sello
La roca sello está constituida por las lutitas que van
desde la 1 a la 18, que están interestratificadas con los
cuerpos arenosos que constituyen los diferentes yacimientos.
Yacimiento
En cuanto a la producción, los gastos son bajos y
generalmente presentan declinación influenciada por
la invasión de agua o pérdida de presión. Las arenas
que contienen aceite viscoso son la 1, 4 y 6, pero en
algunos pozos como Samaria-10, 14, y 16, también
se presenta en la Arena 8. El aceite viscoso se originó
por biodegradación del hidrocarburo debido a la acción de las bacterias sobre los hidrocarburos. Los
cuerpos arenosos correspondientes a las arenas 1, 4
y 6 presentan espesores brutos promedio de 100, 137
y 187 metros respectivamente, por lo que todo el paquete arenoso de estas tres secuencias sería de 424
metros. Las porosidades promedio son de 27 por ciento para las arenas 1 y 6, mientras que para la Arena 4
es de 28 por ciento.
Dadas las características del aceite presente en el área
se han considerado la utilización de métodos de recuperación mejorada. Por ejemplo, se tienen considerados métodos térmicos, los cuales se basan en la
inyección de fluidos a alta temperatura y los métodos
fríos cuyo objetivo consiste principalmente en
optimizar la perforación e inyectar solventes a temperatura ambiente para modificar la viscosidad del
aceite en el pozo y hacerlo fluir con el apoyo de sistemas artificiales.
N
O
E
S
Golfo de México
Tizón-201
Frontera
Proyecto Julivá
0
10
20
30 Km.
Figura 4.50 El pozo Tizón-201 se localiza a 4 kilómetros del poblado de Frontera, frente
a las costas del municipio de Centla, Tabasco.
75
Descubrimientos
Reservas
Geología estructural
El volumen original 3P de aceite es 653.0 millones
de barriles, en tanto las reserva original de petróleo crudo equivalente 3P estimada es 130.6 millones de barriles. La reserva fue clasificada como posible por no contar con instalaciones apropiadas
para su explotación.
Utilizando la interpretación sísmica y los datos de
geología del subsuelo, se definieron dos estructuras ligeramente regulares que presentan influencia
de los domos de arcilla y con cierre estructural. En
general para la estructura en donde se perforó el
pozo Tizón-201 se observa ligeramente alargada
con dirección de Noroeste a Sureste de aproximadamente 9.5 kilómetros cuadrados de extensión y se
considera como una prolongación del tren estructural Cosaco, figura 4.51.
Tizón-201
El pozo se localiza al Occidente de la subcuenca de
Macuspana y al Oriente de la Cuenca de Comalcalco.
El objetivo fue comprobar la existencia de hidrocarburos en rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano
y Cretácico Medio, figura 4.50. El resultado fue la identificación de gas y condensado en rocas carbonatadas
del Jurásico Superior Kimmeridgiano y Cretácico
Medio, con una densidad de 45 grados API en ambos
casos.
Estratigrafía
La columna geológica atravesada va del Jurásico Superior Kimmeridgiano al Plio-Pleistoceno. En el Jurásico Superior Kimmeridgiano la litología se compone
por wackestone a grainstone de oolitas de color crema, café claro a café oscuro en partes dolomítico y
Figura 4.51 Estructura a nivel del Jurásico Superior Kimmeridgiano atravesada por el pozo Tizón201.
76
Las reservas de hidrocarburos de México
por dolomía, mesocristalina a macrocristalina, fracturada, con escasas capas de anhidrita blanca, depositados en facies de plataforma somera, en ambiente
de alta energía. Para el Cretácico Medio, se compone
de mudstone con foraminíferos planctónicos, de color crema, café claro a café oscuro, en partes dolomítico que a veces gradúa a dolomía, fracturada, con
escasos nódulos y capas de pedernal negro y blanco, depositados en facies de cuenca, de ambientes
anóxicos.
Las principales rocas generadoras de los hidrocarburos fueron las lutitas bituminosas y calizas arcillosas
con alto contenido de materia orgánica depositadas
durante el Jurásico Superior Tithoniano.
Trampa
Las trampas son estructurales tanto en el Jurásico
Superior Kimmeridgiano como en el Cretácico Medio, observándose para el Jurásico un cierre de la
trampa por presencia del contacto de agua-aceite.
Sello
En el Paleógeno se tiene una secuencia arcillosa que
varía de 2,000 a 3,500 metros de espesor, de lutitas de
tonos verdosos y rojizos, calcárea, compacta, ligeramente arenosa, parcialmente fracturada.
Yacimiento
La roca almacenadora está conformada por secuencias de rocas carbonatadas compactas, dolomíticas,
intensamente fracturadas, depositadas en ambientes de cuenca durante el periodo Cretácico; las
otras, son wackestone-grainstone de oolitas y dolomías macro-mesocristalinas, depositadas en plataforma somera de alta energía durante el Jurásico
Superior Kimmeridgiano. El yacimiento del Jurásico
Superior Kimmeridgiano es de aceite volátil en rocas carbonatadas con una porosidad promedio que
varía de 4 a 6 por ciento y saturación de agua promedio de 18 a 20 por ciento. En el yacimiento del
Cretácico Medio, las rocas son carbonatadas con
A
B
Tizón-1
RG-SP
OBSERV
LITO
Troje-1
RESISTPOROS
PALEO
RG-SP
OBSERV
LITO
RESIST POROS
DT (us /f t)
GR (gAPI )
SP.SPN(mV)
-80.0 20.0
PALEO
RG-SP
GR (gAPI )
5500
KSM
5550
5800
5800
KSM
KSSF
K.Superior
5962 m
5700
5950
5950
KSAN
5650
5900
5900
Cuenca
5600
5850
5850
KM
Cuenca
KI
5825m. C O L O M I E L L A R E C TA
5850
6150
JST
5950
6200
6200
CALPIONELLA ALPINA
5900
K.Inferior
6150
Cuenca
5800
K.Medio
6100
6100
KI
JST
CALPIONELLA ALPINA
JS(TITHONIANO SUP)
6000
6250
6250
6050
6300
6300
6100
6350
6350
6400
6200
6450
6450
J.J.S.Tithoniano
S.
Tithoniano
6150
6400
Talud
6250
6500
6500
6350
6600
6600
INT.PROBADO
6450
6700
Plataforma
6400
6650
6650
P . T . - 6645.62m
J.S.Kimmer
JSK
6550
LIGERO FLUJO DE GAS
AGUA SAL. 153000 PPM
PH=7
H2S=25 PPM
Tizón-201
6500
6750
Int. productor: 5,971-5,998
Aceite: 1,866 bpd
Gas: 11.37 mmpcd
TP: 347 kg/cm 2
RGA: 1,037 m 3/m 3
A G U J E R O D E S C U B I E RTO
Cosaco-1
Troje-1
QUEMO GAS SIN PRESION
RECUPERO AGUA SAL.
183,000PPM
PH=2
6600
6 5 8 0
- 6616M
NPHI=2%
SW= 70%
Tizón-1
6162 mv
6300
6550
6550
6560 m
JSK
KS(TURONIANO)
INT.PROBADO
KM
6050
6050
NPHI=4%
5750
6000
6000
000PPM
PALEO
0.45 -0.15
LLS (ohm .m)
DT (us f/ t)
0.2 2000.0
140.0 40.0
5750
DENS.=49 API
RESISTPOROS
ILD (ohm.m) 1.95 2.95
0.2 2000.0 NPHI (m3/m3)
GR (gAPI )
0.0 80.0
LLS (ohm .m) NPHI (m3/m3)
0.2 2000.00.45 -0.15
0.0 100.0
LITO
Tizón-201
RHOB (g/cm3)
0.2 2000.01.95 2.95
0.45 -0.15
OBSERV
P B A . P R O D
SP (mV)
-180.020.0
LLS (ohm .m)RHOB (g/cm3)
-80.0 20.0
RHOB (g/cm3)
ILD (ohm.m)
1.95 2.95
0.2 2000.0
NPHI (m3/m3)
M A R C A S
ILD (ohm.m) DT (us f/ t)
0.2 2000.0140.0 40.0
SP (mV)
140.0 40.0
0.0 150.0
Cosaco-1
6520m.SALPINGOPORELLA
JS(TITHONIANO
INF)SP
Int. productor: 6,503-6,525 md
Aceite: 2,692.5 bpd
Gas: 10.01 mmpcd
TP: 213.27 kg/cm 2
RGA: 662.2 m 3/m 3 Est. ½”
Figura 4.52 Sección estratigráfica mostrando la correlación de los intervalos productores en el Jurásico Superior
Kimmeridgiano.
77
Descubrimientos
porosidad promedio de 3 a 6 por ciento y saturación de agua promedio de 20 a 30 por ciento. Se
realizó únicamente una prueba de producción en
el Jurásico Superior Kimmeridgiano en donde se
obtuvo una producción de condensado de 2,692.5
barriles por día y 10.0 millones de pies cúbicos por
día. En la figura 4.52 se pueden observar los registros geofísicos interpretados mostrando las características petrofísicas del yacimiento. El espesor neto
es de 78 metros y la profundidad promedio del yacimiento se ha establecido en 6,150 metros bajo
nivel del mar.
Reservas
El volumen original 3P de aceite es 64.0 millones de
barriles, en tanto la reserva original de petróleo crudo equivalente 1P, 2P y 3P son 20.9, 69.9 y 69.9 millones de barriles.
4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos
La magnitud de los descubrimientos, como se ha observado en los últimos años, está definitivamente relacionada a las características geológicas que tiene
cada una de las cuencas petroleras con que cuenta el
país, y con ello se puede deducir el potencial aún presente para continuar con los trabajos exploratorios.
En el cuadro 4.4 se muestran los volúmenes de reservas 1P, 2P y 3P incorporados por los descubrimientos
en el período de 2001 a 2004, por cuenca, para aceite,
gas natural y petróleo crudo equivalente. Estas cifras
corresponden a los volúmenes descubiertos en cada
uno de estos años, y como es normal, se reportan al
1 de enero del año siguiente. Como se observa, en
los últimos años; las Cuencas del Sureste siguen siendo las más importantes y prolíficas en descubrimientos, debido en gran parte a que existen amplias zonas
Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2001-2004.
1P
Año
Cuenca
2P
Aceite Gas natural Total
mmb
mmmpc mmbpce
Aceite
mmb
3P
Gas natural Total
mmmpc mmbpce
Aceite
mmb
Gas natural Total
mmmpc mmbpce
2 0 0 1 To t a l
Burgos
Sureste
Tampico-Misantla
Veracruz
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
101.9
66.8
21.2
0.0
13.9
20.4
13.4
4.1
0.0
2.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
282.5
240.5
21.2
0.0
20.7
56.2
47.8
4.1
0.0
4.2
0.9
0.0
0.0
0.9
0.0
1,094.4
558.2
40.5
0.0
495.6
215.7
111.3
7.8
0.9
95.7
2 0 0 2 To t a l
Burgos
Sureste
Tampico-Misantla
Veracruz
44.2
0.0
43.7
0.0
0.4
393.2
45.2
156.1
131.4
60.5
124.8
9.1
77.9
25.3
12.6
107.9
0.0
107.5
0.0
0.4
1, 1 6 1 . 7
165.7
525.0
410.5
60.5
342.4
32.9
218.0
78.9
12.6
143.7
0.0
136.4
0.0
7.2
2,348.6
430.9
1,034.4
800.6
82.7
611.8
85.9
347.5
153.9
24.5
2 0 0 3 To t a l
Burgos
Sabinas
Sureste
Tampico-Misantla
Veracruz
76.1
0.8
0.0
64.7
10.6
0.0
372.7
67.7
15.0
110.6
8.5
170.9
151.7
15.1
2.9
88.8
12.1
32.8
246.7
1.5
0.0
217.1
28.1
0.0
887.4
348.2
47.4
258.2
21.1
212.4
435.4
78.3
9.1
275.3
31.9
40.8
380.3
8.2
0.0
291.3
80.8
0.0
1,529.0
705.4
150.0
389.9
59.1
224.6
708.8
164.8
28.8
380.6
91.4
43.1
2 0 0 4 To t a l
Burgos
Sabinas
Sureste
Tampico-Misantla
Veracruz
120.8
0.0
0.0
86.7
34.1
0.0
575.1
34.9
15.0
311.2
110.0
104.0
240.8
8.0
2.9
155.5
54.4
20.0
219.2
0.0
0.0
181.6
37.6
0.0
1,154.6
181.5
34.4
591.2
205.2
142.3
462.9
39.6
6.6
312.7
76.6
27.4
543.8
0.0
0.0
488.5
55.4
0.0
1,787.4
417.6
79.1
830.2
264.1
196.3
916.2
93.0
15.2
664.7
105.5
37.7
78
Las reservas de hidrocarburos de México
por explorar en sus porciones marinas. De manera
global, la comparación por descubrimientos en los
dos últimos años con respecto a los ocurridos en 2002,
son mayores en 16 por ciento considerando el volumen descubierto en 2003 y 50 por ciento en 2004.
Este hecho no es fortuito, sino que obedece al mejor
uso de la tecnología y a un aumento gradual en las
inversiones.
porcentaje
56.9
3P
28.7
2P
1P
44.7
40.6
22.7
27.4
14.4
El análisis por tipo de fluido permite observar cómo
su evolución está directamente relacionada con las
estrategias de la empresa. Por ésta razón observamos
que el aceite siempre resulta a la alza en cualquiera de
sus categorías. Estos volúmenes se localizan primeramente en la Cuencas del Sureste y en segundo plano
en Tampico-Misantla. Durante el 2004 la calidad de los
aceites se situó en extrapesados, planeando seguir la
exploración hacia áreas con aceites más ligeros.
La evolución de la reservas 1P y 2P en petróleo crudo
equivalente de los últimos cuatro años, muestra que
existen cambios notables en la participación de las
cuencas, confirmando a las Cuencas del Sureste como
En cuanto al gas natural, la tendencia de los descubrimientos confirma volúmenes crecientes de gas natural. A nivel 1P, la trayectoria es absolutamente incremental, siendo el año 2004 el que domina en magnitud de incorporaciones de gas natural con 575.0 miles de millones de pies cúbicos. En reserva de gas
natural en su categoría 2P, la presencia de la Cuenca
de Burgos es significativa en los años 2001 y 2003, en
donde comparado con el nivel nacional participa con
85.0 y 39.0 por ciento, respectivamente. Para la reserva 3P de gas natural, la Cuenca de Burgos y las Cuencas del Sureste siguen presentando la mayor incorporación de este fluido.
las de mayor contribución, principalmente en los años
2003 y 2004. Similar situación ocurre a nivel de reserva 3P, donde las Cuencas del Sureste dominan con
57, 54 y 73 por ciento del total de reservas descubiertas en los años 2002, 2003 y 2004, respectivamente.
Por otro lado, la figura 4.53, indica la trayectoria de la
tasa de reposición de reservas para el mismo periodo. Aquí conviene indicar que esta tasa de reposición
de reservas corresponde al cociente resultado de dividir la reserva descubierta en un periodo, que puede
ser 1P, 2P o 3P, entre la producción correspondiente
al mismo periodo. Desde luego, ésta definición es limitada pues no considera otros elementos como las
delimitaciones, las revisiones y los desarrollos.
1.4
3.8
8.3
9.6
14.9
2001
2002
2003
2004
Figura 4.53 Trayectoria de la tasa de reposición para las
reservas 1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.
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