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AIATG BLOCKS – Quick Value Assessment 1 Subdirección de Producción Región Norte Tercera Ronda de Licitaciones en PEP Contratos Integrales de Exploración y Producción Aceite Terciario del Golfo Taller de Contratos Integrales de Exploración y Producción Ing. Antonio Narvaez Ramírez Subdirector Región Norte 22 de Enero 2013, Ciudad de México Aviso De conformidad con el numeral 7 de las Bases de la licitación pública internacional abierta número 18575008-550-12, la información verbal o escrita intercambiada o entregada entre los participantes de un taller no generará derecho alguno a los licitantes, ni obligación alguna a PEP frente a los licitantes o frente a terceros, por lo que PEP no será responsable por deficiencias, inexactitudes o faltantes en la información que presente en los talleres. Estos talleres no estarán sujetos a un protocolo, por lo que la información generada no constituye una oferta para presentar una propuesta o para otorgar cualquier contrato, para adquirir cualquier compromiso o servicio referido en este documento, ni implica asumir ninguna clase de obligación por parte de PEP. Los interesados podrán obtener asesoría independiente para la evaluación y revisión que juzguen convenientes, a través de sus propios expertos en materia impositiva, contable, financiera, comercial y/o cualquier regulación existente. 2 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados 2012 - Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 3 Solo hemos recuperado el 0.4 % del volumen original Localización Norte del estado de Veracruz y oriente del estado de Puebla, en la planicie costera del Golfo. Antecedentes Descubrimiento: 1926 Inicio de explotación: 1952 15 Municipios 12 en Estado de Veracruz 3 en Estado de Puebla Volumen Original 81,493 MMbls Cuenca: Tampico – Misantla Formación: Chicontepec Modelo geológico: Abanicos submarinos Tipo de trampa: Estratigráfica Superficie: 4,243 km2 Pozos perforados: 3,841 Pozos operando: 2,641 Pozos cerrados: 1,200 Máximo histórico 08 – Nov - 2012 77,288 bpd Reservas (MMbpce) 1P 743 * actual 2P 6,489 3P 17,037 Factor de Recuperación* 0.4 % (369.8 Np) Np Cartera (2012-2059) 4,025 mmb Factor de Recuperación 8% 4 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados 2012 - Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 5 Las Generalidades de la Cuenca Tampico - Misantla son… Empieza a producir a principios del siglo 20 En los 20’s la faja de oro producía cerca del 25% de la producción mundial de petróleo FAJA DE ORO TERRESTRE Producción acumulada a la fecha de 5.3 mil millones de barriles de aceite y 6.710 TCF de gas Tres subprovincias productoras: Faja de Oro (terrestre y costa fuera, Antefosa de Chicontepec y la cuenca (Tamabra alineamiento y campos Jurásico Superior) FAJA DE ORO MARINA AMATITLÁN OTROS CAMPOS (Poza Rica) Las Rocas Generadoras principales perteneces al Jurásico Superior Profundidad promedio de la cuenca es de 2 a 5 kilómetros (6500 a 16,400 pies) AGUA FRÍA Gradiente geotérmico de 24 a 35 °C por kilómetro Tampico Tampico Poza Rica POZA RICA SAN ANDRÉS JURÁSICO Poza Rica México DF 6 Existen 7 principales elementos tectónicos presentes en la cuenca Tampico – Misantla sur Principales elementos tectónicos. Columna Geológica. 7 La evolución Tectónica-Sedimentaria que da origen al Paleocanal de Chicontepec Rift de apertura del Golfo de México Triásico- Jurásico 2 1 Relleno sedimentario durante el Jurásico de las fosas Plataformas Carbonatadas y crecimientos arrecifales Durante el Cretacico 3 Fosas Pilares Depósitos clásticos en aguas profundas Paleoceno - Eoceno Efectos de la orogenia Laramide finales del Cretacico Sup-Paleoceno 4 5 6 Depósitos progradantes del Oligoceno Por efectos de esta orogenia, concluyó la sedimentación del margen pasivo, plegando y fallando las formaciones mesozoicas y del Terciario Inferior, formando la Sierra Madre Oriental, dando origen a la Antefosa de Chicontepec y al depósito de grandes volúmenes de sedimentos arcillo-arenosos turbiditicos formando abanicos submarinos; o bien, un conjunto de lóbulos sobrepuestos, correspondientes a la formación Chicontepec 8 Existe un marco Geológico Conceptual en el cual existe la presencia de diversas formaciones en las diferentes Eras 9 Ubicación del Paleocanal de Chicontepec dentro del Marco Tectónico Estratigráfico Frente Tectónico Frente Tectó Tectónico W “Proyecto Aceite Terciario del Golfo” Paleocanal Chicontepec “Chicontepec” Frente Tectó Tectónico Olig oce no o K3 W Linea de Costa Paleocanal Faja de Oro Chicontepec Faja de Oro Eocen Paleocen o Línea Costera Linea de Costa K1-K2 Mio cede no Oro Faja Olig Eocen J3 Paleocen o Syn-rift oce no o K3 E Mio c K1-K2 no eno Basamento J3 Plioce Mioceno Mioceno Plioce Syn-rift Basamento Transecto Regional Yacimientos con Baja Porosidad y permeabilidad. Transecto Regional Profundidad de Yacimientos: Tampico Tuxpan Tampico 900 a 2,800 m Trampas : Estratigráficas Gravedad Aceite: De 10 a 45 °API Tantoyuca Tuxpan Poza Rica Mtz. De la Torre Misantla 10 no El modelo sedimentario Chicontepec muestra la Modelos Sedimentarios evolución de los depósitos dentro de la Cuenca • Cuenca Abanico Proximal (Oeste) Abanico Distal (Este) Dirección de depósito Regionalmente Sistema de abanicos submarinos Cuerpos arenosos con variaciones laterales y verticales Areniscas de baja permeabilidad Serie de eventos Erosióndeposito (discordancias) 11 Un ejemplo típico del modelo Sedimentario y Electrofacies en un área del Paleocanal 12 Se ha venido trabajando en la construcción del modelo sedimentario mediante atributos sísmicos y datos de núcleo Núcleos con arenisca porosa, fracturas verticales y rastros de hidrocarburos, alteración por oxidación, presencia de restos vegetales. Intercalación de capas delgadas de arenisca – lutitas, bioturbada, (flujos turbiditicos) Zona de Batimetría Baja Zona de Talud Zona de Batimetría Profunda (Turbidez) Zona de Talud Zona de Batimetría Baja 13 Uno de los grandes retos es la complejidad en la distribución de los cuerpos de arenas 14 Con el apoyo de tecnología se ha podido definir las trampas estratigráficas principales en el Paleocanal de Chicontepec 15 La constitución interna de las areniscas esta compuesta por estos minerales Cementación por Calcita Composición de las Areniscas Tablón-1D, 1494.00 m Al Norte Mayor Cantidad Frag. Volcánicos Al Centro Mayor Cantidad Frag. de Caliza Al Sur Mayor Cantidad de Cuarzo Cuarzo •Grano de cuarzo (35%- 40%) •Grano carbonatado (40%- 60%) Roca tipo 1 - pozo Escobal 103D - 839.36 m Tipo de minerales arcillosos: •Clorita, illita, smectita y caolinita •2% - 7% arcilla dispersa Litarenita Feldespatos Líticos 16 Composición mineralógica de arenas y distribución de minerales arcillosos Componentes principales (DRX, % de mineral individual) Minerales de arcilla (DRX, % de mineral individual) 17 La calidad de la roca en el Paleocanal es diversa 10000 1000 100 Permeabilidad (MD) Agua Fria Furbero 10 PMA Remolino Tajin 1 Coapechaca Corralillo 0.1 Escobal Coyotes Humapa 0.01 Soledad 0.001 0.0001 0 5 10 15 Porosidad (%) 20 25 30 18 Al comparar Chicontepec con otros proyectos exitosos en el mundo es viable el desarrollo Cardium Chicontepec Envolvente 10000 10,000 Conglomerados Permeabilidad (Md) Furbero 100 PMA 10 Remolino Tajin 1 Coapechaca 0.1 Corralillo Escobal 0.01 Coyotes 0.001 0.0001 1,000 Agua Fria 0 10 20 Porosidad (%) Yacimiento 30 100 10 1 Soledad Envolvente Arenas 0.1 0.01 Humapa 0 5 10 15 20 25 30 Porosidad (%) Bakken 100 compacto Permeabilidad (Md) Permeabilidad (MD) 1000 10 1 0.1 0.01 0 2 4 6 8 10 Porosidad (%) 12 14 16 19 Se tiene conocimiento de la orientación Regional de Esfuerzos Tectónicos que apoyan el diseño de perforación y terminación de los pozos Microsísmica Medida de esfuerzo con datos de registros OBMI 620000 624000 624000 628000 632000 632000 636000 Maximum Horizontal Stress from Image Logs 640000 648000 656000 640000 644000 648000 652000 656000 660000 664000 664000 668000 2263700 672000 672000 Depth 676000 2263600 2284000 -800 -1200 2280000 2280000 Y (m UTM) 2263500 -1000 TAJ-62 TAJ-61 2263400 -1400 2276000 2263300 -1600 HUM-4004 CYA-1019 -1800 2272000 AF-333 CYA-1329 AF-344 2272000 2263200 AF-24 AF-84 2263100 AF-757 AF-705 AF-880 2268000 AF-647 2264000 2264000 2263000 651550 651650 651750 651850 651950 652050 652150 652250 COR-607 X (m UTM) 2260000 2256000 FUR-1174 FUR-1272 2252000 FUR-1228 FUR-1555 5000 7500 10000 12500m 2248000 2500 2248000 0 2256000 COA-851 La escala de color indica el tiempo de aparición del evento en cada fractura individual 1:250000 620000 624000 624000 628000 632000 632000 636000 640000 640000 644000 648000 648000 X, [m] 652000 656000 656000 660000 664000 664000 668000 672000 672000 676000 Depth -800 -1000 20 Existen las condiciones y evidencias de generación de hidrocarburos en sus objetivos Terciarios y Mesozoicos GR NEUT Tamp-Mis Basin Upper Jurassic Source Rocks Original OM 10-18% by Volume 2600 J U R A S I C O S U P E R I O R T I T H O N I A N O N TUXPAN ALAMO 2650 ALAMO 34% OM 2700 Js Pimienta C. DE TEAYO 22% OM METLALTOYUCA TIHUATLAN GUADALUPE CAZONES 2750 K I M M E R AGUA FRIA 2800 Js Tamán MECAPALAPA PAPANTLA POZA RICA TECOLUTLA VILLA L. CARDENAS G. ZAMORA PAPANTLA A.CAMACHO A.DULCE Características Geoquímicas 2850 2900 P. DEL CORREO JICOTEPEC ENTABLADERO COYUTLA P.DE VALENCIA ESPINAL P. DEL PROGRESO PUEBLILLO COT(%R) Js Santiago O X F O R D I A N O EL REMOLINO E. ZAPATA COXQUIHUI S2(mgHC/gR) IH(mgH/gCOT)x100 Pimienta TENAMPULCO Tmax(°Cx100) Espesor (mx100) M. DE LA TORRE COT (%R) 2950 S2(mgHC/gR) Tamán Cocinas de Petróleo IH(mgH/gCOT)x100 Tmax(°Cx100) Espesor (mx100) 3000 COT (%R) Santiago S2(mgHC/gR) IH(mgH/gCOT)x100 Tmax(°Cx100) 3050 Espesor (mx100) 0 1 2 3 4 5 6 21 Algunos ejemplos de las evidencias de las condiciones de generación del aceite El Jurásico Superior se encuentra en la ventana de petróleo al tiempo actual Cima de la ventana de generación de aceite con %Ro 0.6 to 0.65 I Gráfica de Van II Krevelen definiendo el Principal ventana de generación de aceite con %Ro 0.65 to 0.9 kerógeno Base de la ventana de generación de aceite con %Ro of 0.9 to 1.35 I,II para el Jurásico Ventana de Gas con %Ro 1.35 to 2 Ventana de Gas Seco con %Ro of 2 to 4 Superior III 22 Existe una distribución del contenido orgánico que genera el aceite en el Paleocanal de Chicontepec Distribución del contenido orgánico COT del Tithoniano (fm. Pimienta) Madurez (%Ro) para el Tithoniano Los datos de laboratorio obtenidos por la técnica de pirolisis (Rock-eval) practicada a muestras de núcleo y canal en los pozos exploratorios, reflejan la riqueza orgánica de la columna sedimentaria, destacando los valores altos del Jurásico Superior, por lo que se define, como el principal subsistema generador responsable de aportar los hidrocarburos a los Plays conocidos de la Cuenca Tampico-Misantla. 23 Existen rutas de migración para el llenado de las rocas tanto en la parte convencional como no convencional de la cuenca 24 Asimismo se tiene identificado las calidades del aceite dentro del Paleocanal GRADOS API° 10°- 45° API 45 10 25 Chicontepec es un nuevo tipo de yacimiento No Convencional, Ph. D. Farzam Javadpour, UT Austin Texas Aceite Convencional Aceite que fluye si la permeabilidad es mejorada. Sirte Sprawberry Chicontepec Yacimiento No Convencional Baja Porosidad Baja Permeabilidad Aceite que fluye con mínima intervención Bakken Tight Oil Wertz Cardium Ligero (>31º API) Priobskoye Mediano (˜22-31º API) 22º API Shengli Yacimiento Convencional Baja Permeabilidad Pesado East Wilmintong Alta Porosidad Alta Permeabilidad 10º API Bitumen (<10º API) Aceite no maduro o degradado en rocas de baja calidad. Ejemplo: Oil Shales Cantarell Aceite no maduro Aceite No Convencional Aceite degradado requiere intervención para producir y mejorar. Ejemplos: pesado y bitumen (minas y en sitio) 26 Calidad del Fluido Clasificación de Yacimientos según AAPG Permian USA North Sea Chalk Golfo de México Clasticos del Mar del Norte l Delta Niger Cantarel Chicontepec San Joaquin, Ca. USA Talud del Mar del Norte MUY DURA POTENCIAL CRECIMIENTO POTENCIAL CRECIMIENTO SUAVE POTENCIAL CRECIMIENTO Calidad de la Roca 27 Cantarell vs Chicontepec, lo mejor de lo Convencional contra lo No Convencional Cantarell Chicontepec 4,135 MMbpce 6,643 MMbpce 10 - 15% 8 - 12% Permeabilidad: 5,000 – 10,000 md 0.1 - 5 md Presión: 115 a 140 Kg/cm2 80 - 360 Kg/cm2 5,000 a 15,000 bpd 0 - 100 bpd Reserva (2P): Porosidad: Productividad por pozo: Chicontepec tiene: Limitada Interconexión vertical y lateral Baja permeabilidad de roca Baja presión del yacimiento Chicontepec es altamente heterogéneo y requiere de soluciones tecnológicas a las condiciones específicas de cada campo 28 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados 2012 - Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 29 Historia de Producción El contraste histórico entre el periodo anterior y posterior al 2002 es dramático Esto se debe al énfasis en la aplicación de nuevas tecnologías tales como: • Terminación de pozos – terminación de fracturamiento mejorado • Métodos de bombeo de pozos como bombas con varillas, PCP’s y ESP’s • Mejoras en superficie del manejo de la producción Hubo un énfasis mucho mayor en la observación y monitoreo de pozos activos lo que permitió: • Un enorme incremento en el numero de pozos productores • Disminución de pozos improductivos • Disminución de tiempos muertos 100 800 80 1 2 60 1952-1970 3 1971-1982 4 1983-1991 1992-2001 5 600 2002-2012 400 40 200 20 0 1952 0 1962 1972 Wells 1982 1992 2002 Pozos terminados Porcentaje de producción anual (Miles de barriles por día) 2011 fue un año con una producción record de 65,000 bopd siendo producidos al finalizar el año 2012 Oil production (Tbopd) Reactivación de perforación y desarrollo del proyecto 30 El aprendizaje nos ha permitido hacer mas con menos y este año realizaremos 15,241 actividades Inversión Pozos 5,322 MM$ 10,623 MM$ 22,785 MM$ 30,048 MM$ 26,490 MM$ 28,045 MM$ 146 pozos 237 pozos 426 pozos 744 pozos 513 pozos 628 pozos 75.3 Producción Mbpd Reservas 3P (Mmbpce) 39 % Rol en PEP 17,037 25,985 39% 61% Pozos Operando SAE operando Pozos perforados Fracturas Reparación de pozos 26 % 39 % 54% 88% 52% 6,992 74% 2,453 26% 1,957 61% Chicontepec 1,234 39% 402 46% 480 54% PEP - Resto 196 12% 1,500 88% 1,400 42% 1,537 52% 31 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados 2012 - Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 32 Nivel de Actividad y Recomendaciones Actividad 2011 2012 Perforación 466 661 Terminación 513 584 Reparaciones Mayores 276 382 Refracturamientos 184 104 491 732 - Desviados 52 89 - Horizontales Reacondicionamiento de bombeo con varillas 302 521 Reacondicionamiento a inyección de gas 72 77 Estimulaciones 56 146 Limpiezas 575 1,039 2,272 7,016 Conversión a bombeo con varillas Conversión a inyección de gas Optimización de Pozos Instalación de Válvulas Motoras 1,105 Inducción Mecánica 3,213 TOTAL 7,553 Aplicación de nuevas tecnologías (pruebas piloto) Incremento de perforación de nuevos pozos: - No-Convencionales - Intermedios Incrementar reparaciones mayores y actividades de refractuamiento, terminaciones múltiples e incrementar la optimización de pozos. 15,669 33 Uno de los elementos que nos dio resultados ha sido la aplicación de nuevas tecnologías para fracturar los pozos Campo Antes (bpd) Despues (bpd) Incremental (bpd) Porcentaje PA 140 493 353 352% Humapa 217 561 344 259% Remolino 73 401 328 549% Furbero 108 409 301 379% Soledad 79 228 149 289% Corralillo 164 282 118 172% Tajin 82 105 23 128% Otros 96 153 57 159% Campo Antes (bpd) Despues (bpd) Incremental (bpd) Porcentaje PA 16 44 28 275% Humapa 16 43 27 269% Remolino 16 51 35 319% Furbero 17 46 29 271% Soledad 12 39 27 325% Corralillo 32 73 41 228% Tajin 13 39 26 300% Otros 18 45 27 250% (bpd) Promedio de Pozos por campo, 2012 (bpd) Total por Campo, 2012 34 Los pozos No Convencionales aportan el 11% de la producción con 23 pozos nuevos Resultados pozos No Convencionales 12,000 10,000 6,000 Presidente Alemán 1758 Presidente Alemán 3612 Coyotes 168D Presidente Alemán 3697 Presidente Alemán 3692 Presidente Alemán 1526 Coyotes 276D Corralillo 629 Corralillo 785 Tajín 195 Presidente Alemán 3365 Presidente Alemán 1505 Coyotes 423 D Presidente Alemán 3367 Escobal 195 Remolino 1606 Remolino 1608 Remolino 1648 Remolino 1631 Presidente Alemán 1565 Coyotes 423 Pozo Escobal 197 Remolino 1631 1,334 Remolino 1648 1,248 Remolino 1608 1,063 Remolino 1606 2,518 Escobal 197 3,000 Escobal 195 1,080 2,000 16-dic 16-nov 16-oct 16-sep 16-ago 16-jul 16-jun 16-abr 16-may 16-feb 16-mar 16-ene 16-dic 16-nov 16-oct 0 16-sep 400 Remolino 1366 Remolino 1366 16-jul 1,100 3,445 4,000 16-ago Qoi (Bls) Presidente Aleman 1565 Corralillo 629 16-jun Producción (bpd) 8,000 Furbero 3428 1,152 Presidente Aleman 1505 1,398 Presidente Aleman 3365 775 Tajin 195 800 Presidente Aleman 3692 1,234 Presidente Aleman 1526 723 Corralillo 785 1,999 Coyotes 276 D 319 Presidente Aleman 3697 Ubicación definida en base a atributos Trayectoria de máximo contacto Terminación multifracturas SAP robusto 988 Presidente Aleman 3367 Coyotes 168 D Presidente Aleman 3612 Presidente Aleman 1758 Total 1,042 70 1,106 246 27,040 Qo Actual (Bls) 704 98 405 249 133 111 128 857 1,303 342 215 263 99 600 228 278 1,145 276 256 39 419 146 8,294 Np 90 días Np (Bls) (Bls) 104,130 510,620 19,738 69,493 141,921 338,630 80,040 156,167 67,402 117,698 47,575 75,911 66,073 90,417 132,347 258,568 107,425 234,616 55,288 89,680 51,699 65,279 19,819 24,493 22,332 22,791 49,012 56,505 35,685 22,333 81,072 12,231 60,803 1,848 30,341 12,831 942,469 2,368,012 Tiempo op’n (días) 565 457 391 327 320 257 241 205 190 187 150 118 95 105 76 63 62 75 58 56 56 49 Costo VPN/VPI PR (MM$) ($/$) (meses) 52 15.3 2 78 0.6 14 108 5.0 2 52 5.2 2 108 1.1 6 52 1.9 4 52 2.4 2 134 3.6 3 154 3.8 5 35 6.8 2 52 3.0 2 108 0.2 38 52 0.8 12 52 4.1 3 52 108 108 78 108 50 52 108 1,547 35 Caso Corralillo 629, 11 fracturas, 1,200 bpd Diferenciadores Tecnológicos Fluido viscoelastico libre de polímeros 1 Lodo Perflex KCL 1.03 – 1.15 g/cc Multifractura con esferas biodegradables divergentes. 2 TR 10 3/4” 40.5 lb./pie, J-55, BCN a 103 m Lechada Única de 1.89 gr./cm3 a superficie Lodo E.I 1.20-1.26 g/cm3 TR 5 1/2” ” 17 lb/pie, N80, VFJL, a 1933 m Lechada Llenado: 1.50 gr./cm3 (397-1483 ) Lechada Amarre: 1.70 gr/cm3 a (14831933) 5 Profundidad Total 1940 m Producción pozo Corralillo 629 (565 Días) 6 1,400 7 Intervalos Disparados Cople Diferencial a 1920.05 m Colocación de trazadores radioactivos 4 1775-1782 m T-90 1766-1773 m T-90 1755-1764 m T-90 1746-1754 m T-90 1736-1745 m T-80 – T90 1726-1735 m T-80 1715-1724 m T-70 1703-1712 m T-70 1692-1701 m T-65 – T70 1678-1687 m T-65 1666-1675 m T-65 8 9 10 11 1,200 1,200 600,000 NP (Barriles) TR 7 5/8” ” 26.4 lb/pie, J55, BCN a 569 m 11 secciones disparadas de 9m c/u. (4 arenas) Producción (Bpd) Lodo Perflex KCL 1.15 – 1.32 g/cc 3 Salmuera de KCL de 1.03 gr./cm3 Lechada Única de 1.89 gr./cm3 a superficie Arena malla 20/40 + arena antiretorno 500,000 1,000 400,000 800 300,000 600 200,000 665 400 200 16/jun 15/ago 14/oct 13/dic 11/feb 11/abr Producción 10/jun 09/ago 08/oct 07/dic 100,000 0 NP 36 Caso Presidente Alemán-1565, 6 fracturas, 822 mts. Horizontales, 4,200 bpd 4,000 (Aflora) 3,500 350,000 300,000 2,500 250,000 2,000 200,000 1,500 150,000 Producción (Bpd) 07-dic 07-oct 07-sep 07-ago 07-jul 07-jun 07-may 07-abr 07-mar 07-feb 500 07-nov 405 1,000 0 Guayabal @ 1094 mts 400,000 3,000 07-ene TR 10 3/4 Chapopote @ 650 mts 3,445 07-dic TR 16” Producción pozo Presidente Alemán 1565 (391 Días) NP (Barriles) Palma Real Inf. Producción (Bls) MV Cabezal 10 3/4” 100,000 50,000 0 Acumulada (bls) Cima de Arenas @2162 mts B.L. 4 ½” 2103 m 31° FPR 20 Cima @2307 mts TVD: 2090 m FPR 20 Base @2440 mts Seccion Horizontal: 822 m Ang. Horizontal 86.91 Grados V sec: 1152 m Liner 4 ½” 3266 m (2421 mv) 37 Pozo Horizontal | Presidente Alemán 1565 Sección Geológica (Oeste – Este) W PA-1565 PA241 PA247 E 38 Identificación y selección de intervalos PA-1565 Etapa 2 Etapa 1 Etapa 2 1 Cima 2930 3080 Base 3080 3230 NETPAY GR 29.4 35.139 50.1 36.017 RT EPOR_C SWE_TC VSHL_C 57.608 0.073 0.206 0.336 99.614 0.076 0.135 0.35 KB_C 2.177 2.854 RQI 0.136 0.172 39 Caso Coyotes 423D, 5 fracturas, 943 mts horizontales Resultados de DE Fracturas RESULTADOS RESULTADOS DEFRA F Geométricos Unidades Etapa Etapa Longitud Total (m) 210 350 E Unidade E 1 Etapa 2 Unidade Etapa Geométricos Geométricos s 1 1 s Longitud total Longitud total (m) (m) 210 210 Xf (m) 105 175 XfXf (m) 105 (m) 105 Altura (H) (m) 240 210 Altura (H) (m) 240 Altura (H) (m) 240 Network Network Network (m) Dirección Dirección Dirección 110 85 (m) 110 (m) 110 N29EN29E N34E NN N29E Arena Ottawa 20/40 (Sacos) Arena Otawa Arena Otawa 6100 6801 (sks) 61006 (sks) 6100 20/40 20/40 Fluido de Fractura (bbls) 45834583 4690 (bls) 45834 (bls) Fluido Fractura Fluido Fractura 450 5 fracturas hidráulicas ubicadas a 150 metro entres ellas. Altura de la fractura 211 metros y longitud de 228 metros. Área de contacto total 240,540 metros cuadrados. Monitoreo de las fracturas con microsísmica. El pozo Coyotes 423 actualmente aporta 132 bpd de aceite, superior a la producción de los pozos existentes (20 bpd). Esta operación representa el trabajo de fracturamiento más grande realizado en el Paleocanal de Chicontepec. Producción (Bpd) 33,446 sacos de arena. 400 400 Producción pozo Coyotes 423D (457 Días) 70,000 60,000 350 50,000 300 250 40,000 200 30,000 150 NP (Barriles) Primer pozo perforado con un desplazamiento horizontal de 943 metros. 20,000 100 98 50 0 10,000 0 Producción (Bpd) Acumulada (bls) 40 Terminación Pozo Corralillo 785 Diseño de Fractura Fecha No. Fluido Fractura Apuntalante Agua s 10-oct 1 11-oct 7 12-oct 7 43,121 bls 40,104 sacos Ácido HCL 30 m3 2,500 100,000 Np (bls) 2,000 75,000 1,500 50,000 1,000 1,147 25,000 500 30-dic 25-dic 20-dic 15-dic 10-dic 05-dic 30-nov 25-nov 20-nov 15-nov 10-nov 0 05-nov 0 31-oct Producción (bpd) 2,000 Qo (bpd) Producción Acumulada (Bls) Producción pozo Corralillo 785 (62 Días) 41 Resultados del proyecto “Hectárea Fracturada” Terminaciones simultaneas Zipper Frac 100 m 100 m 42 El concepto de Hectárea Fracturada y su impacto en Bakken Producción Equipos Perforación 350,000 bpd 173 Hectárea Fracturada Consiste Perforar 24 pozos Horizontales 20 fracturas por pozo 480 fracturas por milla cuadrada Continental Resources tiene programado alcanzar los 1,000,000 bpd en el 2015 (200 equipos de perforación) 43 Planeación de la trayectoria de los pozos en la perforación Planeación de la Perforación. Diseñar y ejecutar dos pozos en 3D, que logren conectar el yacimiento en la mejor zona productora 44 Resultado final terminaciones Simultáneas con Zipper Frac, único a nivel mundial, 32 fracturas 4,080 bpd Zipper Frac Escobal 197 Tecnología No Convencional 3,072 m Producción actual 2,160 bpd Estado final y Resultados Se realizaron 32 fracturas: 16 en el Escobal 197 y 16 en el Escobal 195. 32 fracturas Escobal 195 Ejecución en tiempo record, requiriendo solo 4 días. 3,072 m Producción (4,080 bls): Escobal 197: incorporado a producción 11 junio con Qo 3,000 bls Escobal 195: Incorporado a producción 25 de junio con Qo 1,080 bls. 45 Hectárea Fracturada | Escobal 195 y 197 Escobal 195 4,000 Np: 196,709 bls TP: 178 días 3,500 200,000 250,000 5,000 200,000 Qo máx.: 4,886bpd 30/64 plg, 970 psi 4,000 150,000 3,000 Qo: 1,300 bpd 24/64 plg, 1051 psi 2,000 100,000 50,000 16/11/12 01/11/12 17/10/12 02/10/12 02/09/12 0 18/08/12 1,000 Produccion Acumulada (Bls) Np: 223,619 bls TP: 178 días 17/09/12 0 6,000 03/08/12 17/11/2012 02/11/2012 18/10/2012 03/10/2012 18/09/2012 03/09/2012 19/08/2012 04/08/2012 20/07/2012 05/07/2012 0 20/06/2012 500 Escobal 197 19/07/12 50,000 04/07/12 1,000 19/06/12 100,000 1,500 04/06/12 Qo: 1,300 bpd 24/64 plg, 1051 psi 2,000 Produccion Acumulada (Bls) 150,000 Gasto de Aceite (bpd) Presion de Cabezal (psi) Qo máx.: 3,196bpd 30/64 plg, 750 psi 2,500 05/06/2012 Gasto de Aceite (bpd) Presion en Cabezal (psi) 3,000 0 46 Lo Convencional vs. No Convencional, resultados diferentes con técnicas diferentes Acumulado de Producción IPR Análisis Económico Indicador Hectárea Fracturada Esc 298 Hectárea Convencio Fracturada nal Unidad Esc-195 Esc-197 VPN 532 48 MM$ 521 435 VPI 242 26 MM$ 138 3.8 120 VPN/VPI 3.6 47 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados 2012 - Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 48 Como potencial adicional se visualiza una gran oportunidad en los sedimentos generadores del Jurásico Superior Oxfordiano Tithoniano (Santiago) I, II (R) III (F) (Pimienta) I (R) II (A) La Casita Fm. Pimienta Fm. KIMMERIDGIANO San Pedro Fm. Kerogeno Tipo I, II, III or IV (A) Abundante (R) Normal (F) Pobre (Tamán) San Andrés Fm. I (F) II (R) Chipoco Fm. Tamán Fm. Condiciones de depósito: Medio Ambiente con poca energía Rico en organismos Hundimiento Térmico Transgresión Marina 49 Adicionalmente existe un potencial de desarrollo en rocas de la misma edad geológica (Cretácico Medio), históricamente áreas productoras de los campos Poza Rica y Faja de Oro B B´ 19098 Papantla L. Sísmica2D 2D Campo Poza Rica Faja de Oro Campo Poza Rica Faja de Oro A A’ Residuos de calcio fluyen en corrientes al borde del arrecife El Abra de la plataforma de Tuxpan (Faja de Oro) Depósitos en abanico en la base de la pendiente, facies distal (representan) oportunidades Trampas: Combinadas, estratigráficas y estructurales. 1 Poza Rica 3D Santa Águeda 3D 50 Se muestra la conformación estructural de las rocas del Mesozoico 1 2 3 4 4 1 2 3 Proyecto Aceite Terciario del Golfo 51 La evidencia del potencial en yacimientos no convencionales del Mesozoico, son los pozos productores que se muestran a continuación 52 Pozos productores en yacimientos no convencionales del Mesozoico Pozo Formación Qoi (BPD) Pozo Formación Qoi (BPD) Furbero-1005 Tamps. Sup. 77 Guadalupe-2 Méndez 1,459 Furbero-1285 Otates 106 Amatitlán-2 San Felipe 372 Amatitlán-3 Tamps. Inf. 127 Amatitlán-1 Tamps. Sup. 138 Zapotalillo-2 Tamps. Inf. 1,849 Campana-1 Tamps. Sup. 63 Furbero-106 Pimienta 82 Coyotes-3 Tamps. Sup. 223 Papatlarillo-102 Tamán 195 Marques-1 Tamps. Sup. 88 Guadalupe-1 Tamán 2,126 Palo Blanco-105 Tamán 126 53 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados 2012 - Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 54 Ubicación de Áreas Contractuales 55 Del total del ATG, los 6 bloques en términos de reserva 3P representa el 19 % y en producción actual de aceite el 8 % Total ATG Reservas Producción Pozos 6 Bloques % de participación 1P MMbpce 743 106 14% 2P MMbpce 6,489 1,461 23% 3P MMbpce 17,037 3,195 19% Aceite (bd) 74,841 5,910 8% Gas (MMpcd) 153.1 13.3 9% Total de pozos (num) 4,162 7562 En operación 2,640 295 Cerrados 1,297 376 En programa para taponamiento 23 0 Taponados 202 85 56 El potencial que se visualiza en la propuesta de los 6 bloques bajo el esquema CIEP es atractivo 57 Actualmente los bloques en el ATG cuentan con estudios sísmicos 3D Bloque Cubos Sísmicos Pitepec Amatitlán Amatitlán Amatitlán y Cohuca Soledad Amatitlán, Tres Hermanos y Cohuca Miquetla Miquetla-Miahuapan y Cohuca Humapa Cohuca y MiquetlaMiahuapan Miahuapan Miquetla-Miahuapan, Cohuca y Furbero 58 PEMEX espera que con la complementación de esfuerzos en el desarrollo de ATG con operadores mediante el esquema CIEP, se acelerará el desarrollo del Proyecto Mbd Bloques CIEP 550 500 450 Amatitlan Pitepec Humapa Amatitlán CIEPPitepec 400 350 Humapa Miahuapan Miquetla Soledad 300 250 Miahuapan Miquetla Soledad 200 150 Activo Activo 100 50 0 2014 2018 2022 Metas Físicas Caso Base (núm) 2026 2030 2034 2038 2042 2046 2050 2054 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2018 2019-2054 Total 176 215 202 228 239 1,060 5,077 6,137 153/152 816 839 1,022 1,171 4,153 25,103 29,256 Sistemas Artificiales 305 816 839 1,022 1,171 4,153 25,103 29,256 Intervenciones Mayores 356 280 445 445 462 1,988 29,886 31,874 Instalaciones de producción 44 23 14 4 11 96 241 337 Macroperas Pozos Productores C / NC * *C / NC: Convencional / No Convencional 59 Bloque Pitepec 60 Características de los bloques Pitepec Ultima Producción (30/06/2012) Aceite: 61 Gas: 40.59 1P = Reservas 1° Enero, 2012 Bpd Mscfpd 10.7 Mmbpce 2P = 399.1 Mmbpce 3P = 1,047.5 Mmbpce Producción Acumulada (Terciario) Área Numero de Pozos (dentro del área) Fecha de descubrimiento Tipo de Hidrocarburo Campos 230 Km2 22 pozos 1943 32 a 40°API Aragón, Ahuatepec, Coyotes, Pastoría , Sitio y Tlacolula Aceite: 822.80 Mbls Gas: 583.005 Mmscf Recursos prospectivos (Mesozoico) 251.9 Mmbpce Yacimiento Terciario Campo Aragón Pastoría Tlacolula Dato Relevantes: A 3.7 kilómetros al Este del Bloque se encuentra el pozo Horizontal No Convencional Coyotes-423D con los siguientes resultados: AÑOS Fecha de Terminación: 2-Oct-2011 5 Fracturas y 943 metros horizontales Qoi=400bls Qactual=98bpd Np90 días=19,378 bls Npactual= 69,493 bls 61 Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Pitepec En la figura superior, se muestra una sección sísmica W-E, en la cual se puede observar los espesores de rocas en el Mesozoico, notándose el desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior. 62 Bloque Pitepec Productores en Mesozoicos: 1 pozo productor. Manifestaciones de gas y/o aceite: : 4 pozos con manifestaciones de gas durante la perforación de las Fms. : Agua Nueva, Tamaulipas Superior, Jurásico (Pimienta) y Tamán. Impregnación en núcleos y muestras de canal: 3 pozos con ligera impregnación de aceite en las Fms. San Felipe, Agua Nueva y Tamaulipas Superior. Leyenda TamaulipaSup (1 POZOS ) Tlacolula-10 (1947): Prueba de formación (agujero descubierto), se recupera 50 mts de aceite y abundante gas. Taponado improductivo. 63 La infraestructura de producción existente en el bloque Pitepec Datos infraestructura Numero pozos 22 Pozos Abiertos / Cerrados 5 / 11 Sistema Artificial de Producción 12 Numero Macroperas 22 Baterías de Separación 1 Estaciones de Compresión - Planta Inyección de Agua - MSP - TBP - Ductos (km totales) - 22 Plataformas 64 De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Pitepec tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos Expectativas de Producción de Aceite Bloque Pitepec Mbd 50 45 40 Mesozoico 35 30 25 Activo 20 15 Terciario 10 5 0 2014 2018 2022 2026 2030 2034 Actividad Física Pozos Terciario Pozos Mesozoico 2038 2042 2046 2050 2014-2052 1,065 378 65 Se cuenta con información disponible a detalle del bloque, a continuación se listan las características de la información del bloque Pitepec 66 Bloque Amatitlán 67 Características de los bloques Amatitlán Ultima Producción (30/06/2012) Aceite: 37 Bpd Gas: 112.94 Mscfpd 1P = Reservas 1° Enero, 2012 7.1 Mmbpce 2P = 335.9 Mmbpce 3P = Producción Acumulada (Terciario) 993.1 Mmbpce Aceite: 176.93 Mbls Gas: 893.73 Mmscf Recursos prospectivos (Mesozoico) Área Numero de Pozos (dentro del área) Fecha de descubrimiento Tipo de Hidrocarburo Campos 230 Km2 23 pozos 1962 34 - 44° API Amatitlán, Ahuatepec, Cacahuatengo, Coyol y Sitio 251.9 Mmbpce Yacimiento Terciario BPD Campos: Ahuatepec Amatitlán Cacahuatengo Coyol AÑOS 68 Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Amatitlán En la figura superior, se muestra una sección sísmica NW-SE, en la cual se puede observar los espesores de rocas en el Mesozoico, notándose el desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior. 69 Bloque Amatitlán Productores en Mesozoicos: 4 pozos, Fms. (1) Agua Nueva. Qoi: 372 Bls/d, (2) Tamaulipas Superior Qoi: 138 y (1) Tamaulipas Inferior 127 Bls/d. Manifestaciones de gas y/o aceite 6 pozos con gasificaciones durante la perforación Fms. Agua nueva, Tamaulipas, Pimienta, Tamán, Santiago y Tepexic. Impregnación en núcleos y muestras de canal 6 pozos con impregnaciones Fms. Agua nueva, Tamaulipas, Pimienta, Tamán, Santiago y Tepexic. Terminación: 4 pozos terminados con TP de 2-7/8’’ ( 100 %). Fluyeron: 4 pozos fluyeron a la Presa (100 %). Tratamiento: 4 pozos con Estimulación Acida. (100 %) 70 70 Infraestructura del Bloque Amatitlán Datos infraestructura Numero pozos 23 Pozos Abiertos / Cerrados 3 / 16 Sistema Artificial de Producción 16 Numero Macroperas 15 Baterías de Separación - Estaciones de Compresión - Planta Inyección de Agua - MSP - TBP - Ductos (km totales) 71 De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Amatitlán tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos Expectativas de Producción de Aceite Bloque Amatitlán Mbd 50 45 40 35 Mesozoico 30 25 Activo 20 15 Terciario 10 5 0 2014 2018 2022 2026 2030 2034 Actividad Física 2038 2042 2046 2050 2014-2052 Pozos Terciario 940 Pozos Mesozoico 378 72 Amatitlán 73 Bloque Soledad 74 Características de los bloques Soledad Ultima Producción (30/06/2012) Aceite: 3,403 Gas: 8,135 1P = Reservas 1° Enero, 2012 Producción Acumulada (Terciario) BPD 4,000 3,500 3,000 2,500 Área 125 Km2 Numero de Pozos (dentro del área) 492 pozos Fecha de descubrimiento 1943 Tipo de Hidrocarburo 32° a 37° API Campos Aragón Gallo Palo Blanco Soledad Norte 134.3 Mmbpce Aceite: 39,008 Mbls Gas: 5,705 Mmscf Recursos prospectivos (Mesozoico) 4,500 47.4 Mmbpce 2P = 134.3 Mmbpce 3P = 5,000 Bpd Mscfpd Coyotes Guadalupe Soledad 127.5 Mmbpce 8,000 CAMPOS: Aragón Coyotes Gallo Yacimiento Terciario 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 Guadalupe Palo Blanco Soledad Soledad Norte 2,000 1,000 0 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 Aceite (Bd) 2,000 1,500 1,000 500 0 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 ARAGON COYOTES GALLO GUADALUPE AÑOS PALO BLANCO SOLEDAD SOLEDAD NORTE 75 Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Soledad E W Ahuatepec-1 Sección III BLOQUE_SOLEDAD_S3 Soledad Nte-94 E BLOQUE SOLEDAD SECCION III Ahuatepec 1 Soledad Norte 94 Soledad Norte 187 Soledad Norte 284 Soledad Norte 269 W BLOQUE_SOLEDAD_S3 Soledad Nte-187 Soledad Nte-284 Soledad Nte-269 BLOQUE SOLEDAD SECCION III Ahuatepec 1 Soledad Norte 94 Soledad Norte 187 Soledad Norte 284 Soledad Norte 269 E En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual se pueden observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico notándose el buen desarrollo en las formaciones del Jurásico Superior, presentes en el pozo Ahuatepec-1. 76 Bloque Soledad Productores en Mesozoicos: 36 pozos productores de aceite y gas. (1) Fm Méndez. Qoi: 1459 Bls/d, (32) Fm. Tamabra. Qoi: 1522 @ 44 Bls/d, (1) Fm. Tamaulipas Sup. Qoi: 223 Bls/d y (2) Fm. Tamán. Qoi: 2126 @ 126 Bls/d. Manifestaciones de gas y/o aceite: 16 pozos con manifestaciones de gas y/o aceite durante la perforación de las Fms. : Méndez, San Felipe, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas ( Sup. e Inf.) y Tamán. Impregnación en núcleos y muestras de canal: 50 pozos con impregnación de aceite en las Fms. Méndez, San Felipe, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas (Sup. e Inf.), Pimienta y Tepexic. Terminación: 36 pozos terminados con TP de 2-7/8’’ (100 %). Fluyeron: 36 pozos fluyeron a la Presa (100 % ). Tratamiento: 36 pozos con Estimulación Acida (100 % ) 77 Bloque Soledad 78 Resumen Infraestructura Soledad Datos infraestructura Numero pozos 492 Pozos Abiertos / Cerrados 186 / 279 Sistema Artificial de Producción 175* Numero Macroperas 349 Baterías de Separación 8 Estaciones de Compresión 2 Planta Inyección de Agua - MSP 0 TBP 17 Ductos (km totales) 38.2 km BS Soledad I BS Soledad II EC Soledad 79 De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Soledad tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos Expectativas de Producción de Aceite Bloque Soledad Mbd 50 45 40 35 30 25 Mesozoico Activo 20 15 10 Terciario 5 0 2014 2018 2022 2026 2030 2034 Actividad Física 2038 2042 2046 2050 2014-2052 Pozos Terciario 424 Pozos Mesozoico 211 80 80 Soledad 81 Bloque Miquetla 82 Características de los bloques Miquetla Ultima Producción (30/06/2012) Aceite: 886 Gas: 2,519 1P = Reservas 1° Enero, 2012 Bpd Mscfpd 20.6 Mmbpce 2P = 179 .0 Mmbpce 3P = 247.6 Mmbpce Aceite: 10,767 Mbls Gas: 2,042 Mmscf Mesozoico Aceite: 899.0 Mbls Gas: 68.9 Mmscf Terciario Producción Acumulada Recursos prospectivos (Mesozoico) 86.0 Área Numero de Pozos (dentro del área) Fecha de descubrimiento Tipo de Hidrocarburo 112 Km2 Campos Miquetla, Coyol y Palo Blanco. 123 pozos 1948 35° API Mmbpce CAMPOS: Miquetla Palo Blanco 3,000 3,000 2,500 2,500 2,000 BPD 2,000 1,500 Yacimiento Terciario Mesozoico 1,000 1,500 500 0 1,000 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 500 0 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90AÑOS 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 83 Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Miquetla E_MIQUETLA_S2 ETLA I 1 77 9 4 5 21 SW Calamina1 Miquetla-677 Sección II BLOQUE_MIQUETLA_S2 Miquetla-19 SW Miquetla-14 Miquetla-45 NE Miquetla-121 NE BLOQUE MIQUETLA SECCION II Calamina 1 Miquetla 677 Miquetla 19 Miquetla 14 Miquetla 45 Miquetla 121 En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual se pueden observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico notándose el buen desarrollo en las formaciones del Jurásico Superior, presentes en el pozo Miquetla-121. 84 Bloque Miquetla Productores en Mesozoicos: 75 productores de aceite y gas. (72) Fm. Tamabra Qoi: 1006 @ 13 Bls/d, (2) Fm Tamaulipas Sup. Qoi: 63 BPD y (1) Fm. San Andrés. Qoi: 63 BPD Manifestaciones de gas y/o aceite: 7 pozos con manifestaciones de gas durante la perforación de las Fms. : Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas ( Sup. e Inf.), Pimienta Santiago y Tamán. Impregnación en núcleos y muestras de canal: 101 pozos con impregnación de aceite en las Fms. Méndez, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas (Sup. e Inf.), Pimienta, San Andrés, J. Chipoco y Tamán. Terminación: 75 pozos terminados con TP de 2-7/8’’ (100 %). Fluyeron: 73 pozos fluyeron a la Presa (97 % ). 2 pozos fluyeron a la Batería (3 %). Tratamiento: 75 con Estimulación Acida (100 % ) 85 Bloque Miquetla 86 Resumen Infraestructura Miquetla Datos infraestructura Numero pozos 123 Pozos Abiertos / Cerrados 60 / 46 Sistema Artificial de Producción 58 * Numero Macroperas 117 Baterías de Separación 2 Estaciones de Compresión 1 Planta Inyección de Agua - MSP - TBP 4 BS Miquetla I EC Miquetla BS Miquetla II Ductos (km totales) 87 De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Miquetla tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos Expectativas de Producción de Aceite Bloque Miquetla Mbd 50 45 40 35 30 Mesozoico 25 Activo 20 15 Terciario 10 5 0 2014 2018 2022 2026 2030 2034 Actividad Física 2038 2042 2046 2050 2014-2052 Pozos Terciario 700 Pozos Mesozoico 165 88 Miquetla 89 Bloque Humapa 90 Características de los bloques Humapa Ultima Producción (30/06/2012) Aceite: 1,175 Gas: 2,148 1P = Reservas 1° Enero, 2012 Bpd Mscfpd 16.7 Mmbpce 2P = 262.2 Mmbpce 3P = Producción Acumulada (Terciario) 341.4 Mmbpce Área Numero de Pozos (dentro del área) Fecha de descubrimiento Tipo de Hidrocarburo 128 Km2 Campos Coyol 42 pozos 1956 27° API Humapa Aceite: 522.26 Mbls Gas: 272.88 Mmscf Recursos prospectivos (Mesozoico) 157.5 Mmbpce HUEHUETEPEC-1 CAMPOS: Coyol Humapa BPD Yacimiento Terciario AÑOS 91 Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Humapa BLOQUE_HUMAPA_S1 Sección I NW SE Humapa-1044 SE Bornita-1 BLOQUE_HUMAPA_S1 Humapa-2073 Palmar-1 BLOQUE_HUMAPA_S1 Sección I NW Palmar-1 Humapa-1044 Bornita-1 SE BLOQUE_HUMAPA_S1 Humapa-2073 BLOQUE HUMAPA BLOQUE SECCION IHUMAPA Palmar 1 SECCION I Humapa 1044 Bornita 1 Palmar 1 Humapa 2073 Humapa 1044 Bornita 1 Humapa 2073 NW NW BLOQUE HUMAPA SECCION I Palmar 1 Humapa 1044 Bornita 1 Humapa 2073 BLOQUE HUMAPA SECCION I Palmar 1 Humapa 1044 Bornita 1 Humapa 2073 SE SE En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual se puede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico notándose el buen desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior. 92 Bloque Humapa Productores en Mesozoicos: 2 productores de aceite y gas. (1)prueba de formación Fm Tamaulipas Sup. Obturado por producir aceite viscoso. 1 prueba de producción fluyó aceite , gas y agua (Fw:12-18% y PH: 5-7), taponado improductivo. Manifestaciones de gas y/o aceite: : 2 pozos con gasificaciones durante la perforación de las Fms. Agua Nueva, Tamaulipas ( Sup. e Inf.), Horizonte Otates, Tamán y Tepexic. Impregnación en núcleos y muestras de canal: 2 pozos con impregnación de aceite en las Fms. Tamaulipas (Sup. e Inf.), Horizonte Otates y Tepexic. 1 Pozo con análisis cuantitativo de los registros que indica buenas porosidades y Sw. Terminación: 2 pozos terminados con TP de 2-7/8’’ (100 %). Fluyeron: 2 pozos fluyeron a la Presa (100 % ). Tratamiento: 2 pozos con Estimulación Acida. (100 %) Leyenda Tamaulipas superior e inferior (2 POZOS) Palmar-1: Fluyó aceite gas y agua (Fw: 12-18%), sin medidas. Taponado improductivo. Balsas-1: Productor de aceite viscoso. Sin medidas. Taponado aceite no comercial. 93 Bloque Humapa Datos infraestructura Numero pozos 42 Pozos Abiertos / Cerrados 30 / 8 Sistema Artificial de Producción 20 Numero Macroperas 18 Baterías de Separación - Estaciones de Compresión - Planta Inyección de Agua - MSP 2 TBP - Ductos (km totales) 0.5 94 De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Humapa tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos Expectativas de Producción de Aceite Bloque Humapa Mbd 50 45 40 35 30 Mesozoico 25 Activo 20 15 Terciario 10 5 0 2014 2018 2022 2026 2030 2034 Actividad Física 2038 2042 2046 2050 2014-2052 Pozos Terciario 830 Pozos Mesozoico 186 95 Humapa 96 Bloque Miahuapan 97 Características de los bloques Miahuapan Ultima Producción (30/06/2012) Reservas 1° Enero, 2012 Aceite: Gas: 348 372 Bpd Mscfpd 1P = 2.8 Mmbpce 2P = 150.6 Mmbpce 3P = 430.8 Mmbpce Terciario Aceite: 42.2 Producción Acumulada Gas: 5.7 Mesozoico Aceite: 3,400 (Terciario) Gas: 4,651 Recursos prospectivos (Mesozoico) BPD 1,200 1,000 CAMPOS: Zapotalillo Miahuapan Tejada Área Numero de Pozos (dentro del área) Fecha de descubrimiento Tipo de Hidrocarburo Campos 128 Km2 54 pozos 1948 33° API Miahuapan Zapotalillo Tejada Mbls Mmscf Mbls Mmscf 101.4 Mmbpce Yacimiento Mesozoico Terciario 800 600 400 200 0 76 76 77 78 79 79 80 81 82 82 83 84 85 85 86 87 88 88 89 90 91 91 92 93 94 94 95 96 97 97 98 99 00 00 01 02 03 03 04 05 06 06 07 08 09 09 10 11 12 AÑOS 98 Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Miahuapan Sección II Zapotalillo-1 Independencia-3 Zapotalillo-12 Zapotalillo-18 Tejada-14 Tejada-61 Huizotate-10 SE NW SE En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual se puede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico notándose el buen desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior. 99 Bloque Miahuapan Productores en Mesozoicos: 29 productores de aceite y gas. (26) Fm. Tamabra. Qoi: 673 @ 25 Bls/d, (1) Fm. Tamaulipas Sup. Qoi: 88 Bls/d (1) Fms Tamaulipas Inf + Pimienta. Qoi: 1849 Bls/d y (1) Fm Tamán. Qoi: 195 Bls/d. Manifestaciones de gas y/o aceite: 11 pozos con gasificaciones durante la perforación de las Fms: Brecha, Méndez, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas ( Sup. e Inf.) y Tamán. Impregnación en núcleos y muestras de canal: 29 pozos con impregnación de aceite en las Fms. San Felipe, Tamabra, Tamaulipas (Sup. e Inf.), Pimienta y Tamán. Terminación: 29 pozos terminados con TP de 2-7/8’’ ( 100 %). Fluyeron: 29 pozos fluyeron a la Presa (100 % ). Tratamiento: 29 con Estimulación Acida. (100 % ) 100 Bloque Miahuapan 101 Infraestructura Miahuapan Datos infraestructura Numero pozos 54 Pozos Abiertos / Cerrados 11 / 16 Sistema Artificial de Producción 11* Numero Macroperas 46 Baterías de Separación 1 Estaciones de Compresión - Planta Inyección de Agua - MSP - TBP - Ductos (km totales) 13 BS Tejada 102 De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Miahuapan tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos Expectativas de Producción de Aceite Bloque Miahuapan Mbd 50 45 40 35 Mesozoico 30 25 Activo 20 15 Terciario 10 5 0 2014 2018 2022 2026 2030 2034 Actividad Física 2038 2042 2046 2050 2014-2052 Pozos Terciario 680 Pozos Mesozoico 188 103 Miahuapan 104 Conclusiones El proyecto Aceite Terciario del Golfo contiene alrededor del 39 % de las reservas totales del país con grandes retos tecnológicos a superar para su extracción. Se ha demostrado que con estudio, tecnología y sincronía de la cadena productiva, se puede hacer viable el desarrollo de yacimientos no convencionales como lo es Chicontepec. El crecimiento en la producción de aceite del ATG, ha contribuido de manera significativa a alcanzar los niveles de producción de la Región y coadyuvar a satisfacer la demanda interna del país. Actualmente el proyecto esta migrando hacia una estrategia de pozos no convencionales. Para complementar los esfuerzos en el desarrollo del potencial de Chicontepec, se encuentra en proceso de licitación Pública Internacional, la 3ª Ronda de Licitaciones CIEP de PEP en el ATG con 6 áreas. Las Seis áreas propuestas bajo el esquema de Contratos Integrales de Exploración y Producción en el ATG, en una extensión de 953 Km2 cuentan con reservas remanentes 3P, volumen original suficiente y recursos prospectivos que son atractivos. La producción de aceite y gas es marginal, con amplio potencial de desarrollo. Estas áreas demandan nuevas tecnologías y mejores prácticas. 105
