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9 DE DICIEMBRE DE 2013

CUENCAS DEL SURESTE

RUBÍ ESMERALDA ROSS ALCUDIA

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INDICE

I.INTRODUCCIÓN .....................................................................................................6

II.OBJETIVOS..............................................................................................................7

III.ANTECEDENTES..................................................................................................8

IV.LOCALIZACIÓN..................................................................................................12

V.CUENCA DEL SURESTE.....................................................................................13

5.1. ACTIVO DE EXPLORACIÓN CUENCAS DEL SURESTE MARINO......13

5.1.1. Principales pozos de las cuencas del sureste marino............................14

5.1.1.1. Tsimin-1....................................................................................14

5.1.1.1.1. Geología estructural.................................................14

5.1.1.1.2. Estratigrafía.............................................................14

5.1.1.1.3. Trampa.....................................................................15

5.1.1.1.4. Roca almacén...........................................................15

5.1.1.1.5. Roca generadora......................................................16

5.1.1.1.6. Sello.........................................................................16

5.1.1.1.7. Yacimiento..............................................................16

5.1.1.1.8. Reservas...................................................................16

5.1.1.2. Ayatsil-DL1..............................................................................16


5.1.1.2.2. Estratigrafía.............................................................17

5.1.1.2.3. Trampa.....................................................................18

5.1.1.2.4. Roca almacén...........................................................18

5.1.1.2.5. Roca generadora......................................................18

5.1.1.2.6. Sello.........................................................................18

5.1.1.2.7. Yacimiento..............................................................18

5.1.1.2.8. Reservas ..................................................................19

5.2.1.1.3. Kambesah-1...........................................................................19

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5.1.1.3.2. Estratigrafía.............................................................21

5.1.1.3.3. Trampa.....................................................................21

5.1.1.3.4. Roca almacén...........................................................21

5.1.1.3.5. Roca generadora......................................................21

5.1.1.3.6. Sello.........................................................................21

5.1.1.3.7. Yacimiento..............................................................21

5.1.1.3.8. Reservas...................................................................22

5.1.1.4. Tecoalli-1..................................................................................22


5.1.1.4.2. Estratigrafía.............................................................22

5.1.1.4.3. Trampa.....................................................................22

5.1.1.4.4. Roca almacén...........................................................23

5.1.1.4.5. Roca generadora......................................................24

5.1.1.4.6. Roca sello................................................................24

5.1.1.4.7. Yacimiento..............................................................24

5.1.1.4.8. Reservas...................................................................24

5.1.1.5. Xanab-DL1...............................................................................24


5.1.1.5.2. Trampa.....................................................................25

5.1.1.5.3. Estratigrafía.............................................................25

5.1.1.5.4. Roca almacén...........................................................26

5.1.1.5.5. Roca generadora......................................................26

5.1.1.5.6. Roca sello................................................................26

5.1.1.5.7. Yacimiento..............................................................26

5.1.1.5.8. Reservas...................................................................26

5.1.1.6. Utsil-1.......................................................................................27

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5.1.1.6.2. Estratigrafía.............................................................27

5.1.1.6.3. Trampa.....................................................................28

5.1.1.6.4. Roca almacén...........................................................28

5.1.1.6.5. Roca generadora......................................................28

5.1.1.6.6. Roca sello................................................................28

5.1.1.6.7. Yacimiento..............................................................28

5.1.1.6.8. Reservas...................................................................29

5.1.1.7. Kinbe-1.....................................................................................29


5.1.1.7.2. Estratigrafía.............................................................30

5.1.1.7.3. Trampa.....................................................................30

5.1.1.7.4. Roca almacén...........................................................30

5.1.1.7.5. Roca generadora .....................................................31

5.1.1.7.6. Sello.........................................................................31

5.1.1.7.7. Yacimiento..............................................................31

5.1.1.7.8. Reservas...................................................................31

5.1.1.8. Piklis-1......................................................................................31


5.1.1.8.2. Estratigrafía.............................................................32

5.1.1.8.3. Sello.........................................................................33

5.1.1.8.4. Trampa.....................................................................33

5.1.1.8.5. Roca almacén...........................................................33

5.1.1.8.6. Roca generadora......................................................34

5.1.1.8.7. Yacimiento..............................................................34

5.1.1.8.8. Reservas...................................................................34

5.2. ACTIVO DE EXPLORACIÓN CUENCAS DEL SURESTE TERRESTRE 34

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5.2.1. Principales Pozos de las cuencas del sureste terrestre..........................35

5.2.1.1. Rabasa-101...............................................................................35


5.2.1.1.2. Estratigrafía.............................................................36

5.2.1.1.3. Trampa.....................................................................36

5.2.1.1.4. Roca almacén...........................................................36

5.2.1.1.5. Roca generadora......................................................37

5.2.1.1.6. Roca sello................................................................37

5.2.1.1.7. Yacimiento..............................................................37

5.2.1.1.8. Reservas...................................................................37

5.2.1.2. Teotleco-1.................................................................................37


5.2.1.2.2. Trampa.....................................................................38

5.2.1.2.3. Estratigrafía.............................................................38

5.2.1.2.4. Roca almacén...........................................................39

5.2.1.2.5. Roca generadora......................................................39

5.2.1.2.6. Roca sello................................................................39

5.2.1.2.7. Yacimiento..............................................................39

5.2.1.2.8. Reservas...................................................................39

5.2.1.3. Pachira-1...................................................................................39


5.2.1.3.2. Estratigrafía.............................................................40

5.2.1.3.3. Trampa.....................................................................40

5.2.1.3.4. Roca almacén...........................................................41

5.2.1.3.5. Roca generadora......................................................41

5.2.1.3.6. Roca sello................................................................41

5.2.1.3.7. Yacimiento..............................................................41

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5.2.1.3.8. Reservas...................................................................42

5.2.1.4. Bricol-2DL................................................................................42


5.2.1.4.2. Estratigrafía.............................................................43

5.2.1.4.3. Trampa.....................................................................43

5.2.1.4.4. Roca almacén...........................................................43

5.2.1.4.5. Roca generadora......................................................44

5.2.1.4.6. Roca sello................................................................44

5.2.1.4.7. Yacimiento..............................................................44

5.2.1.4.8. Reservas...................................................................45

5.2.1.5. Pareto-1.....................................................................................45


5.2.1.5.2. Estratigrafía.............................................................45

5.2.1.5.3. Trampa.....................................................................45

5.2.1.5.4Roca almacén.............................................................46

5.2.1.5.5. Roca generadora .....................................................46

5.2.1.5.6. Sello.........................................................................46

5.2.1.5.7. Yacimiento..............................................................47

5.2.1.5.7. Reservas...................................................................47

5.3. ESTADO MECÁNICO DEL POZO FORTUNA NACIONAL 4-D.............48

5.4. ESTADO DINÁMICO DEL POZO SEN-111...............................................49

VI. CONCLUSIÓN.....................................................................................................50

VI. REFERENCIAS...................................................................................................51

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I. INTRODUCCIÓN

Los pozos de exploración no solamente se han perforado en áreas nuevas o vírgenes. En algunos se presentan estos pozos en campos descubiertos desde los años setenta y antes. Lo que significa que se “reentró” con nuevos pozos de exploración y se descubrieron nuevos yacimientos que ampliaron las reservas de campo.

Para aclarar la afirmación acerca de los “descubrimientos” en campos viejos ya en operación es necesario definir qué es un pozo exploratorio, citamos de un texto utilizado en el posgrado del Instituto Mexicano del Petróleo (imp) (Velázquez Cruz, 2008: 26):

A. El perforado para probar una trampa que jamás ha producido. Es el caso clásico.B. Para extender el conocimiento de los límites de un yacimiento ya en producción.C. Probar un yacimiento en un campo petrolero en actividad, pero la formación a

probar está más profunda o más somera, que el yacimiento productor

Los ingenieros petroleros dicen coloquialmente que “el mejor lugar para buscar petróleo es en donde ya se ha descubierto”, pues como hemos notado un pozo de exploración puede tener como objetivo un estrato (es decir, una capa del subsuelo más profunda o, incluso, una más somera) del yacimiento productor. Esto ha resultado muy eficaz en las cuencas del Sureste, donde las nuevas tecnologías de sísmica y de perforación permiten detectar hidrocarburos antes ocultos por cuerpos de sal, así como perforar a través de cientos de metros de masas salinas.

Salta a la vista la importancia del Sureste, ya que casi 90% de los nuevos yacimientos terrestres se descubrieron en Tabasco, Chiapas y el Istmo. Se observa claramente el escaso número de hallazgos en el Cretácico de Chiapas. En esta entidad, donde comenzó el auge en 1972 apenas aparecen dos campos nuevos, Malva en 2003 y Teotleco en 2008 y 2009 (Agave y Gaucho son reentradas), es decir, que ésta, que fue una espléndida geología, ahora sólo ha podido ofrecer dos nuevos campos en 10 años.

Que aún queda crudo, no hay duda, pero es importante destacar sus nuevas características. Teotleco, en el municipio de Reforma, fue descubierto en una estructura adyacente al gigante Cactus, la cual había pasado inadvertida porque estuvo “escondida” en un cuerpo salino, lo cual se traduce en una perforación difícil y de costos muy superiores a los tradicionales.

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II. OBJETIVOS

2.1. Conocer la división de las cuencas del sureste de México.

2.2. Describir las cuencas del sureste marino y terrestre, indicando sus aspectos más característicos.

2.3. Analizar el estado mecánico y dinámico que puede tener un pozo en la cuenca del sureste.

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III. ANTECEDENTES

Aún con la madurez alcanzada en las diferentes cuencas productoras de México, la exploración sigue aportando nuevos yacimientos tan diversos en su composición como los crudos pesados y el gas natural no asociado.

Dice Pemex: “La exploración en la parte mexicana del Golfo de México profundo se inició a principios de los noventa; sin embargo, fue hasta 2002 cuando se llevó a cabo de manera sistemática la evaluación del potencial petrolero y a partir de 2007 se incrementaron significativamente las inversiones exploratorias en esta región del país […] del año 2000 a 2011, Pemex Exploración y Producción (pep) destinó aproximadamente 50 000 millones de pesos a esa zona, principalmente para la perforación de pozos y la adquisición de información sísmica. Así, fue posible adquirir más de 100 000 kilómetros de sísmica 2D y 105 700 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, con lo que se ha logrado una cobertura del 75 por ciento de las áreas prioritarias del Golfo de México profundo”.

Durante 2008 se realizaron descubrimientos de reservas 3P por 1,482.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Esto representa un incremento en la incorporación de reservas totales por actividad exploratoria de 40.7 por ciento con respecto al año anterior. Asimismo, otro de los resultados relevantes logrados en las actividades exploratorias para el mismo año, se refiere a que el tamaño de los descubrimientos realizados por pozo se incrementó de 2007 a 2008, pasando de 43.9 a 78.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Esto indudablemente permitirá reducir los costos de descubrimiento y desarrollo, así como los de producción una vez que se inicie la explotación de las reservas asociadas.

Los resultados de incorporación de reservas de hidrocarburos por actividad exploratoria continúan mejorando sistemáticamente. La Región Marina Suroeste por su parte, contribuyó con 30.3 por ciento de las reservas totales, adicionadas por los pozos Tsimin-1, Tecoalli- 1, Xanab-DL1 y Yaxché-1D. Los descubrimientos de crudo contribuyeron con 73.9 por ciento del total de reservas 3P incorporadas. Estas reservas se concentran principalmente en las Cuencas del Sureste y ascienden a 1,095.6 millones de barriles de crudo y 1,331.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que en conjunto equivalen a 1,372.9 millones de barriles de petróleo equivalente.

Durante este año en las cuencas del sureste, porción terrestre, se incorporaron volúmenes importantes de aceite con los pozos Teotleco 1 con una producción inicial de 3.6 miles de barriles diarios y Rabasa 101 con 2.7 miles de barriles diarios. En la porción marina el pozo Tekel 1, aportó una producción inicial de 6 mil barriles diarios, el Tsimin 1 de 2.9 miles de barriles diarios y el pozo Kambesah 1 de 1.2 miles de barriles diarios. Este último por estar

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ubicado en el área limítrofe de los campos Ixtoc, Kutz y Ku permitirá ampliar la zona para su explotación.

Las actividades exploratorias realizadas durante 2009, tanto en la porción terrestre como costa fuera, permitieron incorporar reservas 3P por 1,773.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Esta cantidad fue superior, tanto a la programada a inicios del año, como a la obtenida por exploración desde la adopción de los lineamientos internacionales de laSPE/WPC/AAPG. Este resultado es consecuencia de las grandes inversiones realizadas en exploración, en porción terrestre y en el territorio marino de México. Las incorporaciones exploratorias más importantes se ubicaron:

En la porción marina de las Cuencas del Sureste, se incorporaron 1,307.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas 3P, 73.7% del total incorporado.

Destacan los descubrimientos realizados con los pozos Tsimin-1, Xux-1, Tekel-1 y Kayab-1ADL. Los trabajos de exploración continuaron en la porción de aguas profundas del Golfo de México, lográndose descubrir gas húmedo no asociado mediante la perforación y terminación del pozo Leek-1, que durante la etapa de pruebas de producción se tuvieron mediciones superiores a 22.5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.

En la porción terrestre de las Cuencas del Sureste se incorporaron reservas 3P por 403.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Destacan los descubrimientos realizados con los pozos Terra-1, Bricol-1, Bajlum-1 y Madrefil-1.

Durante el 2010 la exploración reflejó resultados tangibles para Petróleos Mexicanos logrando incorporación de reservas originales totales o 3P de 1,437.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Así, con respecto al año anterior, la incorporación de reservas totales de petróleo crudo equivalente muestra un decremento del 18.9 por ciento. Sin embargo, se mantiene la tendencia de los últimos tres años, al posicionarse por encima de los 1,400 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Como cada año, las cuencas del Sureste destacan por su contribución al participar con el 95.9 por ciento, este porcentaje se debe a que estas cuencas contienen a las dos Regiones Marinas y a la Región Sur. Sobre la extensión arina de las Cuencas del Sureste se cuantifica el 74.8 por ciento de las reservas totales de petróleo crudo equivalente descubiertas. Mientras que en la porción terrestre se adicionó 25.2 por ciento, restante.

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Durante 2011, la exploración reflejó resultados tangibles para Petróleos Mexicanos logrando la incorporación de reservas totales o 3P de 1,461.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que significó alcanzar nuevamente una tasa de restitución 3P mayor al 100 por ciento. La incorporación de reservas 3P durante 2011, por 1,461.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se concentró principalmente en la Región Marina Suroeste con 44.5 por ciento y la Región Marina Noreste con 42.3 por ciento. Las regiones Norte y Sur representan 4.7 y 8.5 por ciento, respectivamente.

En las cuencas del Sureste. En esta última, el éxito exploratorio continuó al descubrirse dos campos de gas no asociado, Nen y Piklis, con reservas 3P que alcanzan 433.8 y 790.7 miles de millones de pies cúbicos de gas, que representan el 57.4 por ciento del total de reservas descubiertas de gas natural. Los descubrimientos de crudo contribuyeron con el 78.1 por ciento del total de reservas 3P incorporadas. Estas reservas se concentran principalmente en las Cuencas del Sureste, de las cuales 1,011.0 millones de barriles corresponden al aceite y 614.7 miles de millones de pies cúbicos de gas asociado.

En la Región Marina Suroeste, en el Activo Litoral de Tabasco, se descubrieron yacimientos de aceite ligero, superligero, pesado y gas no asociado, que suman una reserva 3P de 310.5 millones de barriles de aceite y 1,596.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, equivalente a 650.9 millones de barriles de petróleo crudo. En la Región Sur, el Activo Bellota-Jujo, incorporó reservas de aceite ligero y superligero por 80.0 millones de barriles de aceite y 175.8 miles de millones de pies cúbicos de gas, es decir, 124.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

El 25 de Noviembre de 2012 el Presidente de la República de ese sexenio, Felipe Calderón, anunció el mayor descubrimiento de petróleo en tierra en los últimos diez años: el pozo Navegante 1, en la provincia geológica de las Cuencas del Sureste. El pozo se localiza a 20 kilómetros de Villahermosa, Tabasco y fue perforado, a través de un diseño tecnológico especial, a una profundidad total de 6,800 metros, localizándose crudo ligero de 45 grados API. La evaluación del potencial petrolero en este campo de 87 kms2 permite estimar una reserva a nivel 3P de hasta 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), con una media de 290 MMpce. Pemex Exploración y Producción (PEP) procederá a la perforación de dos localizaciones delimitadoras a fin de corroborar la extensión de este yacimiento. Paralelamente está adquiriendo información sísmica para visualizar la continuidad de este bloque hacia el sur del complejo Antonio J. Bermúdez, donde se tiene estimado un recurso prospectivo de entre 700 a mil MMbpce.

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IV. LOCALIZACIÓN

El artículo 4° fracción IV y V del Estatuto Orgánico de Pemex-Exploración y Producción nos da las ubicaciones de los activos en los que se divide la cuenca del sureste así entonces:

IV. Activo de Exploración Cuencas del Sureste Marino: El territorio que se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de México, su límite hacia el norte es la isóbata de -500 metros; hacia el sur es la línea de costa de los estados de Yucatán, Campeche, Tabasco y Veracruz; al este, es una línea vertical que parte de la costa en el límite de los estados de Yucatán y Quintana Roo hasta la isóbata de -500 metros; el límite hacia el oeste es una línea vertical que parte del punto de desembocadura del río Coatzacoalcos hasta la isóbata de -500 metros; tiene una superficie de 176,533 Km2, colinda con los Activos de Exploración Tampico-Misantla-Golfo, Aguas Profundas Sur y Cuencas del Sureste Terrestre;

V. Activo de Exploración Cuencas del Sureste Terrestre: El territorio que se ubica en los estados de Veracruz, Oaxaca, Guerrero, Chiapas, Tabasco, Yucatán, Quintana Roo y Campeche; tiene una superficie de 380,413 Km2, limita al norte por el paralelo 18° N hasta encontrar la línea imaginaria de las provincias petroleras del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y de las Cuencas del Sureste hasta la desembocadura del río Coatzacoalcos, continuando por la línea de costa que corresponde a los estados de Veracruz, Tabasco, Campeche, Yucatán y Quintana Roo prosiguiendo por el límite fronterizo con los países de Belice y Guatemala en su totalidad; hacia el oeste y sur, el límite es la línea de costa de los estados de Chiapas, Oaxaca y Guerrero hasta llegar nuevamente al paralelo 18° N;

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V. CUENCA DEL SURESTE

5.1. ACTIVO DE EXPLORACIÓN CUENCAS DEL SURESTE MARINO

Durante el 2008 los esfuerzos exploratorios produjeron resultados favorables en incorporación de reservas en la porción marina de las Cuencas del Sureste, específicamente en las subcuencas Salina del Istmo, Sonda de Campeche, Litoral de Tabasco y en la Cuenca del Golfo de México Profundo.

En la Sonda de Campeche se descubrieron reservas de aceite pesado con la perforación de los pozos delimitadores Ayatsil-DL1 y Pit-DL1, agregándose una reserva 3P de 782.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que el pozo Kambesah-1 adicionó reservas de aceite ligero que significan 30.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

En Litoral de Tabasco se incorporaron reservas de aceite ligero en los campos Xanab, por su yacimiento nuevo a nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano, y Yaxché, que agrega yacimientos en arenas del Terciario. En Salina del Istmo se descubrieron arenas productoras de edad Mioceno en el campo Tecoalli. En conjunto, los campos anteriores adicionaron 449.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Durante el 2010 los resultados de la exploración realizada en la porción marina de las cuencas del Sureste, ponen de manifiesto nuevamente el gran potencial petrolero de esta zona, al descubrirse el 71.8 por ciento de las reservas 3P totales incorporadas en 2010. Los descubrimientos de campos de aceite pesado se dieron en la subcuenca denominada Sonda de Campeche y los descubrimientos de campos de gas y condensado se dieron en la subcuenca el Litoral de Tabasco.

En la Sonda de Campeche, con la perforación y terminación del pozo Utsil-1 y la identificación de un área con reservas posibles en el campo Kayab con el pozo Kayab-1ADL se incorporaron 254.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En el Litoral de Tabasco se incorporaron los mayores volúmenes de aceite, gas y líquidos derivados del gas descubiertos en el país durante 2010, estos volúmenes se registraron mediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL, como resultado de la incorporación de reservas por la perforación del pozo delimitador Tsimin- 1DL, así como la incorporación de reservas posibles en Xux.

La perforación exploratoria se intensificó principalmente en la regiones marinas, donde se descubrieron 922.1 millones de barriles de petróleo crudo y 1,658.9 miles de millones de pies cúbicos de gas, o en términos de petróleo crudo equivalente 1,269.4 millones de barriles de reservas 3P. En la Sonda de Campeche, con la perforación y terminación de

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pozos en los activos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, se incorporaron en conjunto 618.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Asimismo, en el Activo Litoral de Tabasco se incorporaron volúmenes de aceite y gas descubiertos durante 2011 por 650.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

En las Cuencas del Sureste destaca el éxito del pozo exploratorio Piklis-1, ubicado en la porción Sur de la provincia geológica Cordilleras Mexicanas, en un tirante de agua de 1,945 metros. La perforación de este pozo incorporó una reserva 3P de 790.7 miles de millones de pies cúbicos de gas no asociado, que equivalen a 180.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

5.1.1. Principales pozos de las cuencas del sureste marino

5.1.1.1. Tsimin-1

El campo Tsimin, se ubica en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas del municipio de Frontera, Tabasco; a 11 kilómetros de la costa en dirección Norte y 87 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, figura 1.

Figura 1. Plano de localización del pozo Tsimin-1.

5.1.1.1.1. Geología estructural.

El yacimiento está conformado por un anticlinal asimétrico, alargado, con orientación Noroeste-Sureste, el cual se formó durante la compresión del Mioceno, afectado al Norte y Oriente por un sistema de fallamiento inverso, constituyendo el bloque alto de la falla la estructura del pozo Tsimin-1, figura 2. Dicho sistema de fallamiento compresivo asociado a una tectónica salina compleja, generó condiciones de sello favorables para el entrampamiento de hidrocarburos.

5.1.1.1.2. Estratigrafía

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La columna geológica atravesada por el pozo Tsimin-1, está constituida a nivel Terciario por rocas siliciclásticas, intercalaciones de lutitas y areniscas, con algunas estratificaciones delgadas de mudstone dolomítico. Para el Tithoniano, se presentan intercalaciones de lutitas carbonosas con calizas arcillosas, en tanto que para el Kimmeridgiano se cuenta con mudstone dolomítico arcilloso y mudstone arenoso. El pozo alcanzó una profundidad total de 5,728 metros bajo el nivel del mar y sus cimas cronoestratigráficas se determinaron mediante el análisis de foraminíferos planctónicos índices en las muestras de canal y núcleos.

Figura 2. A la izquierda la configuración estructural para el Jurásico Superior Kimmeridgiano del campo Tsimin, donde se muestra la distribución de las reservas. A la derecha la Sección sísmica que pasa por el pozo Tsimin-1, mostrando la cima del horizonte Jurásico Superior kimmeridgiano interrumpido por la presencia del domo salino

5.1.1.1.3. Trampa

La trampa es de tipo estructural, formada por la intrusión de un gran domo salino, con orientación Noreste-Suroeste. La intrusión salina afecta la parte más alta de la estructura y presenta una dirección de Norte a Sur, figura 3.

Figura 3. Interpretación sísmica en tiempo del pozo Tsimin-1.

5.1.1.1.4. Roca almacén

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La principal roca almacén del yacimiento data del Jurásico Superior Kimmeridgiano, está constituida principalmente por mudstone y wackestone de intraclastos. La roca es de color café claro, parcialmente dolomitizada, compacta, con porosidad secundaria en microfracturas y cavidades de disolución, algunas rellenas de calcita y con aceite residual, presentando incluso trazas de pirita diseminada.

5.1.1.1.5. Roca generadora

Las rocas del Jurásico Superior Tithoniano, por su alto contenido de materia orgánica, son las responsables de la generación de los hidrocarburos del campo, y fueron depositadas en un ambiente sedimentario marino profundo.

5.1.1.1.6. Sello

El sello lo constituyen las rocas del Jurásico Superior Tithoniano, compuesto de lutitas carbonosas, calizas arcillosas y mudstone dolomítico arcilloso.

5.1.1.1.7. Yacimiento

La parte superior del yacimiento está constituida por rocas carbonatadas y dolomitizadas, correspondientes a bancos oolíticos del Jurásico Superior Kimmeridgiano, ubicándose la cima del yacimiento a 5,215 metros bajo el nivel del mar y un cierre estructural a 5,630 metros, en rocas pertenecientes a facies lagunares. De esta forma, la prueba de producción realizada en el pozo registró producción de gas y condensado, con gastos iniciales de producción promedio diaria de 4,354 barriles de aceite y 13.8 millones de pies cúbicos de gas.

5.1.1.1.8. Reservas

Los volúmenes originales 3P estimados son 253.5 millones de barriles de aceite y 1,565.7 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas 3P se ubican en 109.4 millones de barriles de petróleo y 976.4 miles de millones de pies cúbicos de gas, que en conjunto equivalen a 307.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas probadas y probables estimadas ascienden a 117.7 y 54.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.

5.1.1.2. Ayatsil-DL1

El campo Ayatsil se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente a 130 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 114 metros, figura 4. El campo fue descubierto en 2006 con el pozo Ayatsil-1, el cual penetró 160 metros dentro del yacimiento Brecha Cretácico Superior, resultando productor de aceite de 10.5 grados API con un gasto de 4,126 barriles por día. Dada la magnitud de la trampa y el área de oportunidad que ofrecía en cuanto a reclasificación e incremento en el

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volumen de aceite, se perforó el pozo Ayatsil-DL1, el cual se terminó en 2008, cortando la columna sedimentaria de más de 600 metros en el Cretácico Inferior, Medio y Superior, y resultando también productor de aceite pesado.

Figura 4. Localización del pozo Ayatsil-DL1 en aguas territoriales del Golfo de México.

5.1.1.2.1. Geología estructural

La estructura del campo Ayatsil a nivel Cretácico, se define como una estructura compuesta por tres altos estructurales cuyos ejes principales están orientados en dirección Noroeste a Sureste. Estas tres estructuras se encuentran unidas hacia el Oriente, figura 5. El área del complejo estructural mide aproximadamente 91 kilómetros cuadrados y se encuentra imitada hacia el Este por una falla de tipo lateral de rumbo Noreste, y por fallas inversas de rumbo Noroeste a Sureste y Este a Oeste. Al Occidente tiene cierre por buzamiento y la limita la falla de Comalcalco. El pozo Ayatsil-DL1 alcanzó la cima de la Brecha Cretácico Superior a la profundidad de 4,047 metros bajo el nivel del mar.

Figura 5. Configuración estructural de la cima Brecha Cretácico Superior.


La columna estratigráfica en el pozo está constituida por sedimentos que van del Jurásico Superior Tithoniano al Reciente. El Tithoniano consta de mudstone arcilloso y bituminoso,

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representando un ambiente de depósito profundo y de circulación restringida. A nivel Cretácico Inferior predominan los carbonatos de textura mudstone-wackestone de bioclastos y litoclastos, con presencia de pedernal como accesorio. El Cretácico Medio se caracteriza por calizas arcillosas bentoníticas, con pedernal como accesorio, incluso en el pozo Ayatsil-DL1 se le observa dolomitizado y con fracturamiento moderado. En el Cretácico Superior predominan las brechas asociadas a flujos de escombros, así como calizas de textura mudstone-wackestone, dolomitizadas y fracturadas, con impregnación de aceite pesado móvil. En la cima del Cretácico Superior se depositaron brechas dolomitizadas de litoclastos y bioclastos, con porosidad intercristalina y vugular. El Terciario consiste de intercalaciones de lutitas con delgadas alternancias de areniscas de grano fino a medio, mientras que las formaciones de edad Reciente se componen de arcillas y arenas poco consolidadas.

5.1.1.2.3. Trampa

La trampa es una estructura anticlinal que incluye tres lóbulos alargados orientados sensiblemente de Este a Oeste y limitados cada uno por fallas inversas. El pozo Ayatsil-1 fue perforado en el lóbulo central, mientras que el Ayatsil-DL1 en el lóbulo Sur, a 3,900 metros al Sureste del primero. La estructura está afectada por fallamiento inverso en sus flancos Norte y Noreste y su proceso de estructuración se encuentra asociado geológicamente a la del campo Maloob.


El yacimiento está representado principalmente por una brecha sedimentaria dolomitizada, constituida por fragmentos de mudstone-wackestone, con porosidad secundaria en fracturas y cavidades de disolución, figura 6.


De acuerdo con estudios geoquímicos realizados en muestras de aceite y núcleos, se determinó que la principal roca generadora de hidrocarburos en la Sonda de Campeche data del Jurásico Superior Tithoniano, constituida por lutitas bituminosas y calizas arcillosas, con abundante materia orgánica.

5.1.1.2.6. Sello

Las rocas que actúan como sello de las Brechas del Cretácico Superior corresponden a lutitas color gris verdoso, bentoníticas, plásticas y parcialmente calcáreas de formaciones de edad Paleoceno.


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En el pozo Ayatsil-DL1, mediante pruebas de presiónproducción, registros geofísicos, datos de ingeniería y los resultados de análisis de núcleos, se determinó el contacto agua-aceite a la profundidad de 4,228 metros bajo el nivel del mar, en la formación Brecha Cretácico Superior. Sin embargo, en la posición estructural más elevada, donde el fracturamiento y dolomitización son más intensos, los yacimientos corresponden al Cretácico Medio e Inferior, tal como se ha observado en campos análogos. En la figura 7 se ilustra la posición del contacto agua-aceite para el campo. El pozo en cuestión resultó productor de aceite de 11 grados API, con un gasto de 4,150 barriles por día y alcanzó una profundidad total de 4,710 metros.

Figura 6. Núcleos cortados en el yacimiento Cretácico, se observa aceite en el sistema poroso y fracturas.

Figura 7. Sección estructural del campo Ayatsil donde se muestra el contacto agua-aceite.

5.1.1.2.8. Reservas

Los volúmenes originales 3P incorporados como resultado del pozo Ayatsil- DL1 fueron 2,184.7 millones de barriles de aceite y 88.4 miles de millones de pies cúbicos de gas. La reserva 1P asociada se estima en 90.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, la 2P en 187.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y la reserva 3P en 406.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

5.1.1.3. Kambesah-1

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El campo Kambesah se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente a 92 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, al Occidente de la Plataforma de Yucatán y 5.3 kilómetros al Noreste del campo Ixtoc, en un tirante de agua de 55 metros, figura 8. Geológicamente se ubica en la provincia geomorfológica conocida como el Pilar de Akal en la Sonda de Campeche. El pozo exploratorio Kambesah-1 descubrió un yacimiento de aceite ligero de 30 grados API similar al campo Ixtoc, en aguas someras del Golfo de México, dentro de rocas de edad Cretácico Superior (Brecha).

Figura 8. Mapa de ubicación del pozo Kambesah-1.


El origen de la estructura Kambesah está relacionado tanto con el empuje salino durante el Jurásico Superior Kimmeridgiano-Tithoniano, como con los eventos compresivos relacionados con la Orogenia Laramídica y Chiapaneca, figura 9. Las acumulaciones de sal comenzaron a migrar en el momento en que el peso de los sedimentos sobreyacentes ejerció la suficiente presión para disparar el flujo o movimiento de la sal hacia capas más someras, generando sus respectivos domos. Este patrón estructural y sus estructuras dómicas tienen un rumbo aproximado Norte-Sur, paralelos a la paleocosta del Jurásico Superior Kimmeridgiano y afectan la columna estratigráfica, en algunos casos inclusive hasta el Terciario Temprano.

Figura 9. Línea sísmica compuesta que muestra las estructuras y los depósitos deformados de sal de edad Jurásico Calloviano.

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La columna geológica del campo comprende rocas sedimentarias que van desde el Reciente hasta el Jurásico Superior Oxfordiano. Los estudios indican que los depósitos de las rocas del yacimiento de edad Cretácico Superior, corresponden a flujos de escombros y apilamientos de dichos flujos intercalados con delgadas capas de sedimentos pelágicos finos, arcillosos a dolomíticos, que fueron depositados en ambientes de talud medio a profundo.

5.1.1.3.3. Trampa

La trampa es de tipo estructural y se encuentra conformada por un anticlinal asimétrico de 6 kilómetros en su eje mayor y 2 kilómetros en su eje menor. Los límites son una falla normal al Oeste y el contacto agua-aceite contra falla a la profundidad de 3,760 metros bajo el nivel del mar.


La roca almacén para este yacimiento corresponde a un wackestone dolomitizado, gris claro, ligeramente arcilloso, con huellas de bioturbación y laminaciones arcillosas paralelas a los planos de estratificación.


La roca generadora es de edad Jurásico Superior Tithoniano, y los estudios mediante correlaciones geoquímicas roca-aceite, han establecido que esta roca alimenta al yacimiento de Kambesah, y está constituida principalmente por rocas arcillo- calcáreas ricas en materia orgánica y presenta los valores más altos de carga potencial, además de encontrarse madura y distribuida en la mayor parte de la porción marina de las Cuencas del Sureste.

5.1.1.3.6. Sello

El sello superior del yacimiento Cretácico Superior Brecha está compuesto por una intercalación de lutita del Paleoceno Inferior, que varía lateralmente en espesor de 20 a 40 metros. El sello lateral también lo conforma la secuencia lutítica del Paleoceno, debido a que el salto de la falla Oeste coloca a la roca almacén contra la secuencia arcillosa.


Se encuentra en la parte superior de la Brecha Cretácico Superior, donde se presentan las mejores propiedades petrofísicas del yacimiento, con porosidades que varían entre 4 y 12 por ciento. La facies corresponden a un wackestone dolomitizado, gris claro, ligeramente arcilloso, con huellas de bioturbación y laminaciones arcillosas paralelas a los planos de estratificación. El pozo fue productor de aceite de 30 grados API con un gasto inicial de 1,432 barriles por día y 1.6 millones de pies cúbicos por día de gas.

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5.1.1.3.8. Reservas

Los volúmenes originales 3P se estiman en 82.4 millones de barriles de crudo y 93.8 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas incorporadas por este descubrimiento ascienden a 20.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en la categoría 1P, y a 30.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente para las categorías 2P y 3P.

5.1.1.4. Tecoalli-1

El campo descubierto se localiza a 22 kilómetros al Noreste del pozo Amoca-1 y 31 kilómetros al Noroeste de Dos Bocas, Tabasco, figura 10. Geológicamente se ubica en la Cuenca Salina del Istmo.


El campo está formado por un anticlinal con cierre contra fallas normales al Este, Noreste y al Suroeste, generadas por expulsión de bloque, y hacia la parte Occidente echado abajo por cierre estructural propio. Al Noreste se delimita por cambio de facies. Se considera que la evacuación de la sal ocurrió principalmente durante el Pleistoceno-Reciente, debido a que se observan los plegamientos y cuñas sintectónicas derivadas de la contracción ocurrida en el Plioceno.

Figura 5.10 Plano de localización del pozo Tecoalli-1.


La columna geológica del campo, comprende rocas sedimentarias siliciclásticas que van del Plioceno Inferior al Reciente-Pleistoceno. Sus cimas cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis e identificación de foraminíferos planctónicos, índices de las muestras de canal y núcleos.

5.1.1.4.3. Trampa

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El yacimiento está constituido por rocas siliciclásticas de edad Plioceno Inferior y el pozo descubridor fue perforado muy cerca de la parte culminante de la estructura. Se trata de un yacimiento con componente estructural y estratigráfica que cubre un área total de 20.6 kilómetros cuadrados, figura 11.

Figura 11. Sección sísmica-estructural donde se muestran las características estructurales y estratigráficas del campo


La roca almacén del yacimiento está constituida principalmente por areniscas de cuarzo de grano fino anguloso a subredondeado, moderadamente clasificados y con impregnación de aceite, figura 12.

Figura 12. Roca almacén del yacimiento en el campo Tecoalli, se observa impregnación de hidrocarburos en el núcleo 3

Asimismo, se observa presencia de cuarzo monocristalino, plagioclasas, fragmentos de arcilla, materia orgánica dispersa, calcita y pirita diseminada. La porosidad es muy buena, principalmente de tipo intergranular.

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En lo que respecta a la roca generadora, los resultados de los biomarcadores analizados indican que los hidrocarburos se generaron en rocas del Jurásico Superior Tithoniano, en un ambiente marino carbonatado con cierta influencia siliciclástica.

5.1.1.4.6. Roca sello

El sello en la parte superior del yacimiento está constituido por 321 metros de lutitas cortadas por el pozo y en la parte inferior por lutitas que gradúan a limolitas con un espesor de 14 metros.


Con la perforación de este pozo se descubrió el yacimiento productor de aceite ligero de 29 grados API; el comportamiento dinámico de dicho pozo se ajusta a un modelo homogéneo con variaciones en el espesor efectivo de flujo y con efectos de bordes, asociado a un sistema de barras de plataforma interna. Durante la prueba de producción, en el intervalo 3,384- 3,405 metros bajo mesa rotaria, se midieron gastos de aceite y gas por 3,560 barriles por día y de 2.3 millones de pies cúbicos por día.

5.1.1.4.8. Reservas

Los volúmenes originales 3P estimados fueron 220.2 millones de barriles de aceite y 154.1 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas estimadas para las categorías de 1P, 2P y 3P son de 7.1, 18.0 y 54.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.

5.1.1.5. Xanab-DL1

El campo se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, dentro del área denominada Pilar Tectónico Reforma-Akal, a 13 kilómetros al Noroeste de la terminal marítima de Dos Bocas, Tabasco. Geológicamente está ubicado en la porción Occidental de la fosa de Comalcalco, figura 13.


Es una estructura dómica asimétrica, separada por una falla de tipo inversa de rumbo Este a Oeste. Hacia la parte central, en el alto estructural más prominente ubicado al Norte del pozo Xanab-1, se presenta una serie de fallas normales con orientación de Oriente a Poniente, que son interrumpidas hacia el Oriente por pequeñas fallas paralelas. En la porción Sureste domina una tendencia Suroeste a Noreste principalmente, de manera perpendicular a las estructuras compresivas. El bloque DL1 se ubica 500 metros más alto que la estructura donde se localiza el pozo Xanab-1.

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5.1.1.5.2. Trampa

La trampa es de tipo estructural y está limitada hacia el Sureste por una falla de tipo normal. El yacimiento está constituido por rocas carbonatadas naturalmente fracturadas de edad Jurásico Superior Kimmeridgiano, encontrándose la cima a 5,610 metros bajo el nivel del mar, sin lograr atravesarlo en su totalidad, ya que la profundidad total alcanzada por el pozo fue 5,980 metros, figura 14.

Figura 13. Plano de localización del pozo Xanab-DL1.

Figura 14. Configuración estructural de la cima del yacimiento Jurasico Superior Kimmeridgiano


La columna geológica atravesada durante la perforación, para las formaciones correspondientes al Terciario, está constituida por rocas de tipo siliciclásticas, con algunos horizontes carbonatados hacia la base. El Cretácico consiste principalmente de mudstone y

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wackestone de foraminíferos y de intraclastos, con intercalaciones delgadas de lutita y mudstone arcilloso.

El Jurásico Superior Tithoniano está representado por calizas arcillosas y lutitas de aspecto carbonoso y el Jurásico Superior Kimmeridgiano predominantemente por wackestone con intercalaciones de packstone de ooides. Las cimas cronoestratigráficas se determinaron mediante el análisis faunístico en las muestras de canal y núcleos.


La roca almacén del yacimiento, analizada mediante núcleos y con muestras de canal, está constituida por mudstone, wackestone, packstone y grainstone de ooides e intraclastos, presenta fracturas naturales con buena impregnación de aceite negro, partes arcillosas y se observa parcialmente dolomitizado. La porosidad primaria es microcristalina y la secundaria presenta fracturas por disolución e intercristalina, las fracturas presentan buena impregnación de aceite residual y en ocasiones selladas por calcita. Asimismo, se presentan esporádicos horizontes de dolomía mesocristalina con impregnación de aceite.


En lo que respecta a la roca generadora, los resultados de los biomarcadores analizados permiten definir que los hidrocarburos se generaron en rocas del Jurásico Superior Tithoniano, las cuales por su alto contenido de materia orgánica son las responsables de la generación de los hidrocarburos del yacimiento.


El sello en la parte superior del yacimiento está constituido por más de 100 metros de espesor de rocas carbonatadas arcillosas (mudstone) y lutitas gris oscuro a negro del Jurásico Superior Tithoniano.


El intervalo probado, a la profundidad de 5,610 a 5,665 metros bajo mesa rotaria, resultó productor de aceite de 33 grados API, con un gasto de 9,200 barriles por día. El yacimiento se ajusta a un modelo de doble porosidad, primaria (interparticular) y secundaria (en fracturas y disolución), asociado a un ambiente sedimentario de mar abierto.

5.1.1.5.8. Reservas

Los volúmenes originales 3P estimados alcanzan 382.0 millones de barriles de crudo y 357.2 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas estimadas para las categorías de 1P, 2P y 3P se ubican en 11.6, 50.4 y 59.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.

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5.1.1.6. Utsil-1

El pozo exploratorio Utsil-1 que se localiza a 132 km al NW de Ciudad del Carmen, Campeche, y a 5.5 Km al NE del pozo Tekel-1, geológicamente se ubica en la porción noroeste de la Fosa de Comalcalco, en el borde con el Pilar de Akal, figura 15. Alcanzó la profundidad de 3,950 m, resultando productor de aceite de 9.5 grados API en rocas de Cretácico Medio y Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior (BTPKS) con un gasto de aceite de 3,207 barriles por días y 0.5 millones de pies cúbicos de gas por día con bombeo electro centrífugo.

Figura 15. Plano de localización del campo Utsil.


La estructura donde se ubica el pozo Utsil-1 se define como un anticlinal angosto de 2.2 kilómetros de ancho por 5.7 kilómetros de longitud, orientado Este-Oeste y limitado en ambos flancos por fallas inversas. Se considera a esta estructura como un anticlinal alterno y adyacente a la estructura Numán, si bien tiene una posición estructural más baja, figura 16.

Figura 16. Mapa estructural de la cima de la Brecha-Cretácico


La columna geológica del campo, comprende rocas sedimentarias que van en edad desde el Jurásico Superior Tithoniano al Reciente-Pleistoceno. Sus cimas cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis e identificación de foraminíferos planctónicos índices en las

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muestras de canal y núcleos, así como por marca eléctrica. Con la perforación del pozo exploratorio Utsil-1 se descubrió el yacimiento del Cretácico de aceite pesado, cuya cima en la Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior a 3,562 m y la base del yacimiento a 3,787 m (dentro del Cretácico Medio) a nivel del pozo.

5.1.1.6.3. Trampa

El pozo Utsil-1 fue perforado en la porción central de la estructura. El yacimiento del campo, a nivel de la Brecha del Cretácico Superior, está definido en su entrampamiento por una componente estructural.


La roca almacén, para la parte superior del Cretácico está constituida por una brecha sedimentaria en partes dolomitizada, compuesta por clastos hasta de 20 centímetros de mudstone, wackestone y dolomías, con porosidad secundaria intercristalina, en fracturas y en cavidades de disolución con buena impregnación de aceite, la permeabilidad se ve incrementada por fracturamiento y disolución. En el Cretácico Medio la roca almacén la componen intercalaciones de dolomía micro a mesocristalina y mudstone a wackestone dolomitizados de intraclastos y bioclastos, la porosidad principal es de tipo secundaria intercristalina y en fracturas, con regular impregnación de aceite, la permeabilidad se ve incrementada por fracturamiento.


En lo que respecta a la roca generadora, los resultados de los biomarcadores permiten definir que los hidrocarburos se generaron en rocas del Jurásico Superior Tithoniano en un ambiente marino carbonatado.


La roca sello en la parte superior del yacimiento está constituido por 110 m de lutita bentonítica del Paleoceno, la base del yacimiento está definida por un cambio litológico estableciéndose un límite físico a 3,787 m a nivel del pozo Utsil-1.


El yacimiento se ajusta a un modelo de yacimiento homogéneo infinito con almacenamiento variable, asociado a la distribución del modelo sedimentario de las Brechas; en la prueba de presión producción en el intervalo II 3,575-3,655 metros verticales bajo mesa rotaria, se obtuvo una presión estática de yacimiento de 219.8 kilogramos por centímetro cuadrado (3,126 libras por pulgada cuadrada), con una temperatura de 109 grados Celsius (228 grados Fahrenheit), resultando productor de aceite de 9.5 ºAPI; con un gasto de aceite de 3,207 barriles por día y un gasto de gas de 0.49 millones de pies cúbicos

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por día por estrangulador de 2”, con equipo de bombeo electro centrífugo operando con una frecuencia de 62 Hz.

5.1.1.6.8. Reservas

Se construyó el modelo estático del yacimiento con la finalidad de calcular los volúmenes originales y de reservas de hidrocarburos en sus diferentes categorías (probadas, probables y posibles). El volumen original total o 3P estimado es de 811.1 millones de barriles de aceite y 136.6 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas originales totales o 3P son 104.0 millones de barriles de aceite y 17.8 miles de millones de pies cúbicos de gas con un área total de 10.9 km2, que en conjunto equivalen a 104.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas probadas de petróleo crudo equivalente ascienden a 26.8 millones de barriles y las reservas probadas más probables 2P 46.8 millones de barriles, con un área de 5.8 km2 y 8.2 km2 respectivamente. Los factores de recuperación de hidrocarburos para cada una de las categorías de reservas se estimaron con un modelo de simulación inicial.

5.1.1.7. Kinbe-1

Se localiza a 29 kilómetros al Noroeste de Frontera, Tabasco, y a 6.5 kilómetros al Suroeste del pozo Tsimin-1DL, geológicamente se ubica en la porción Suroeste del Pilar de Akal. El bloque Kinbe-Jurásico forma parte del campo Kab. Alcanzó una profundidad de 6,230 metros, resultando productor de aceite de 37 grados API y gas, en rocas carbonatadas del Jurásico Superior Kimmeridgiano, con un gasto de aceite de 5,679.0 barriles por día y 9.1 millones de pies cúbicos diarios de gas, figura 17.

Figura 17. Mapa de localización del pozo Kinbe-1


La estructura donde se ubica el pozo Kinbe-1 se define como un anticlinal alargado, su eje principal está orientado en dirección Oeste-Este, tiene cierre propio en tres direcciones y

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hacia el flanco Oeste limita con un cuerpo salino intrusivo. Este pozo fue perforado en un flanco de la estructura y encontró el contacto aguaaceite a la profundidad de 5,803 metros, se consideró este límite hasta la culminación de la estructura para la evaluación de sus reservas y la dimensión de la trampa es de 26.7 kilómetros cuadrados.


La columna geológica del campo, comprende rocas sedimentarias que se clasifican en edad, desde el Jurásico Superior Kimmeridgiano hasta el Reciente-Pleistoceno. Sus cimas cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis e identificación de índices foraminíferos planctónicos en las muestras de canal y núcleos, así como por marcas eléctricas. El pozo Kinbe-1 se terminó a la profundidad total de 6,230 metros, figura 18.

5.1.1.7.3. Trampa

La estructura donde se ubica el pozo Kinbe-1 se define como un anticlinal alargado, con alto grado de fracturamiento, su eje principal está orientado Oeste-Este, tiene cierre propio en tres direcciones y hacia el flanco Occidental limita con un cuerpo salino intrusivo, la trampa es de tipo estructural.


El yacimiento del campo de edad Jurásico Superior Kimmeridgiano, está constituido por carbonatos con diferentes grados de dolomitización, hacia la cima de la roca almacén está formada por dolomía mesocristalina con buena porosidad intercristalina, cavidades de disolución y fracturamiento, la zona media por un mudstone-wackestone parcialmente dolomitizado y fracturado y hacia la base del pozo por mudstone arcillo-limoso con escaso fracturamiento y baja porosidad.

Figura 18. Modelo sedimentario establecido para el área del campo.

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De acuerdo con los estudios geoquímicos realizados en muestras de aceite y núcleos, se determinó que la principal roca generadora de hidrocarburos en la Sonda de Campeche data del Jurásico Superior Tithoniano, y está constituida por lutitas bituminosas y calizas arcillosas, con abundante materia orgánica.

5.1.1.7.6. Sello

Las rocas que actúan como sello del yacimiento del pozo Kinbe-1 corresponden a calizas arcillosas, con abundante materia orgánica de edad Jurásico Superior Tithoniano.


Del análisis de la prueba de presión-producción en el intervalo III (5,683-5,730 metros), a la profundidad de 5,707 metros, se registró una presión estática de yacimiento 11,845.3 libras por pulgada cuadrada, con una temperatura de 159 grados centígrados, el fluido recuperado es aceite ligero de 37 grados API, con un gasto de 5,679.0 barriles de aceite y 9.1 millones de pies cúbicos de gas por día.

5.1.1.7.8. Reservas

El bloque Kinbe-Jurásico perteneciente al campo Kab, descubierto por el pozo Kinbe-1, incorpora un volumen original 3P de aceite de 712.2 millones de barriles de aceite y 1,047.9 miles de millones de pies cúbicos de gas. La reservas originales totales 3P son 233.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas probadas y 2P estimadas ascienden a 17.0 y 78.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.

5.1.1.8. Piklis-1

Se localiza en aguas territoriales del Golfo de México aproximadamente a 102.5 kilómetros al Este del Puerto de Veracruz, a 142 kilómetros al Noroeste de Coatzacoalcos, figura 19. Con respecto a los campos vecinos, se encuentra a 24 kilómetros al Noreste de Lakach y 15 kilómetros al Este de Labay-1. El pozo Piklis-1, descubrió cinco yacimientos de gas húmedo en areniscas, dos en Mioceno Superior y tres en Mioceno Inferior.


El campo se ubica en la porción Sur de la provincia geológica Cordilleras Mexicanas, muy cerca del área donde converge con la provincia Cinturón Plegado de Catemaco, es una estructura anticlinal con flancos simétricos, es decir, no existe una vergencia preferencial de los esfuerzos y se interpreta como la última y más grande estructura del límite Sur en las Cordilleras Mexicanas, como consecuencia de esta condición, se presenta como una estructura sepultada y con mayor desarrollo de espesores en las unidades del Mioceno

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Medio, Superior y Plioceno Inferior, las cuales se adelgazan y acuñan contra los flancos. Los yacimientos del Mioceno Inferior son correlacionables estratigráficamente con los del campo Lakach que presenta mayor grado de deformación y más prolongada que Piklis.

Figura 19. El pozo Piklis-1 se localiza en las Cuencas del Sureste.


La columna estratigráfica del pozo Piklis-1 está constituida por rocas siliclásticas que van desde el Oligoceno Medio hasta el Reciente, depositadas por sistemas turbidíticos en ambientes de cuenca y base de talud. El Oligoceno Medio está compuesto de lutitas bentoníticas con escasas intercalaciones de areniscas compactas de cuarzo y líticos. El Oligoceno Superior por una alternancia de areniscas compactas de cuarzo, feldespatos y líticos de grano fino a grueso de regular a bien clasificadas, con intercalaciones de lutitas gris claro, y hacia la base, el intervalo está principalmente compuesto por areniscas compactas.

El Mioceno Inferior está integrado por tres paquetes principales. El primero de ellos está formado por lutitas gris verdoso a claro, ligeramente calcáreo en partes arenosa y bentoníticas, con delgadas intercalaciones de areniscas gris claro de cuarzo, feldespatos y líticos. El segundo paquete corresponde a la parte media y en él se ubican los tres principales yacimientos del campo. Está constituido principalmente por areniscas de cuarzo, feldespatos y líticos, de grano fino a medio a nivel de yacimiento, las facies de la roca almacén se interpretaron como de canal y desborde distal. El tercer paquete corresponde a la parte superior y se constituye de intercalaciones de areniscas gris claro de cuarzo, de grano fino, moderadamente clasificada, no consolidada, arcillosa, con porosidad primaria intergranular de 10-15 por ciento y cementante calcáreo.

El Mioceno Medio está formado principalmente por lutitas de color gris claro y verdoso, bentoníticas, parcialmente arenosas y calcáreas, con intercalaciones de areniscas de cuarzo, de grano fino a medio, moderadamente clasificado, no consolidadas, ligeramente arcillosas. El Mioceno Superior, donde se ubican los dos yacimientos someros del campo, está

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constituido de intercalaciones de lutitas gris claro y verdoso, parcialmente arenosas y limolíticas, con arenisca de cuarzo, micas y líticos, gris claro, de grano medio a fino.

En el Plioceno-Reciente, en el intervalo 1,959-2,820 metros, se cortaron 861 metros de sedimentos principalmente arcillosos.

5.1.1.8.3. Sello

La roca que funciona como sello en los yacimientos del Mioceno Superior, corresponde a lutitas calcáreas, en partes ligeramente limo-arenosa que alterna con los paquetes de areniscas que constituyen la roca almacén. El sistema de fallas de tipo normal que se presenta en la cresta del yacimiento no afecta la efectividad del sello debido a que son de poca longitud y mínimo desplazamiento, por lo que no dividen al campo en bloques.

5.1.1.8.4. Trampa

El campo Piklis se ubica dentro de una estructura anticlinal simétrica que se formó como pliegue por despegue con núcleo de arcilla, con 12 kilómetros de largo por 2.8 kilómetros de ancho. A nivel de yacimiento, la estructura tiene cierre en todas direcciones y no presenta fallas. La complejidad en la distribución de la roca almacén y la variación lateral de propiedades petrofísicas asociadas a los sistemas canalizados de aguas profundas hacen que la trampa de los yacimientos del Mioceno Inferior y Superior sea clasificada como combinada, como se observa en la figura 20.

Figura 4.7 Mapa de configuración estructural a la cima de los yacimientos en el Mioceno Inferior


Para los yacimientos del Mioceno Inferior las facies de la roca almacén se interpretaron como de canal y desborde distal y están constituidos principalmente por areniscas de cuarzo, feldespatos y líticos, de grano fino a medio, pobre clasificación, moderadamente consolidada, ligeramente arcillosa, con porosidad primaria intergranular de 10 a 20 por

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ciento, con intercalaciones de lutitas gris claro y verdoso. Para los yacimientos del Mioceno Superior, donde se ubican los dos yacimientos someros del campo están formados de intercalaciones de lutitas gris claro y verdoso, parcialmente arenosa y limolítica, con areniscas de cuarzo, micas y líticos gris claro de grano medio a fino, moderadamente clasificadas, no consolidadas, ligeramente arcillosas, porosidad visual intergranular 10 a 15 por ciento.


La presencia y madurez de la Roca Generadora se ha determinado a partir de los hidrocarburos recuperados en los pozos productores del área cuyos valores isotópicos indican afinidad principalmente con el Jurásico Superior Tithoniano y algún aporte biogénico.


El campo cuenta con tres yacimientos de gas húmedo en arenas de edad Mioceno Inferior que en el pozo Piklis-1 fueron cortados en los intervalos 4,186-4,218 metros (MI-1), 4,122-4,184 metros (MI-2) y 4,067- 4,101 metros (MI-3); estos fueron evaluados durante a perforación del pozo a partir de la información obtenida con probadores dinámicos de formación (presión de formación y gradientes, identificación y muestras de fluidos, pruebas Mini DST), registros geofísicos especiales, estudios especiales a núcleos convencionales y de pared, con los que se caracterizó el sistema poroso, el contenido de fluidos y se estimó el potencial productivo de la formación. Adicionalmente, se realizó una prueba de presión-producción en los yacimientos MI-2 y MI-3 para determinar el potencial productivo de la formación y calibrar el método de evaluación con probadores dinámicos.

La prueba fue selectiva en tres intervalos simultáneos: 4,075-4,101, 4,123-4,136 y 4,154-4,163 metros, que produjeron un gasto de 18.2 millones de pies cúbicos por día de gas y 90 barriles por día de aceite, por un estrangulador de ½ pulgada. La temperatura en los yacimientos varía de 64 a 67 grados centígrados. En la figura 4.8 muestra los yacimientos anteriormente descritos con sus diferentes límites físicos.

5.1.1.8.8. Reservas

El volumen original 3P de gas natural es 1,318.3 miles de millones de pies cúbicos. Las reservas 3P estimadas son 790.7 miles de millones de pies cúbicos de gas, que equivalen a 180.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

5.2. ACTIVO DE EXPLORACIÓN CUENCAS DEL SURESTE TERRESTRE

Durante el 2008 los descubrimientos en áreas terrestres se obtuvieron principalmente en las cuencas de Burgos y Veracruz de la Región Norte, y en las Cuencas del Sureste de la Región Sur. Las reservas 3P incorporadas por descubrimientos de pozos terrestres suman

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219.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, en tanto para las reservas en sus categorías 1P y 2P son 38.9 y 139.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente. En términos de gas natural, los descubrimientos terrestres ascienden a 724.5 miles de millones de pies cúbicos de reserva 3P.

Los yacimientos terrestres más trascendentes del 2010 se descubrieron en las Cuencas del Sureste dentro de la Región Sur. La incorporación de aceite de estos yacimientos fue de 258.2 millones de barriles y la de gas natural fue de 384.8 miles de millones de pies cúbicos, estos volúmenes en conjunto documentan un valor de 347.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las mayores volúmenes de reservas durante 2010 realizadas en la Región Sur se obtuvieron con los pozos Pachira-1 del Activo Integral Samaria-Luna y con Bricol-2DL del Activo Integral Bellota-Jujo.

Los descubrimientos en áreas terrestres más relevantes del 2011, se descubrieron en las Cuencas del Sureste dentro de la Región Sur. La incorporación de aceite de estos yacimientos fue de 80.0 millones de barriles y la de gas natural fue de 175.8 miles de millones de pies cúbicos, estos volúmenes en conjunto documentan un valor de 124.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Estas incorporaciones exploratorias fueron realizadas en el Activo Bellota-Jujo perteneciente a la Región Sur.

5.2.1. Principales Pozos de las cuencas del sureste terrestre

5.2.1.1. Rabasa-101

El campo se ubica en el municipio de Agua Dulce, Veracruz; a 3,950 metros al Sureste del pozo Rabasa-1 y 25.4 kilómetros al Sureste de la ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz, figura 21. El campo pertenece al Activo Integral Cinco Presidentes y geológicamente se ubica dentro de la Cuenca Salina del Istmo, en la provincia geológica Cuencas Terciarias del Sureste. La información sísmica corresponde al estudio Rodador 3D. El pozo Rabasa-101 resultó productor de aceite en sedimentos del Mioceno Inferior y Mioceno Medio.

Figura 21. Mapa de ubicación del pozo Rabasa-101.


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La estructura es un anticlinal afallado, truncada por cuerpos de sal hacia el Noreste y Suroeste, con buzamiento general hacia el Occidente. Los yacimientos en el Mioceno Medio se encuentran afectados por una tectónica compresiva, que originó una zona de plegamiento hacia el Sureste y están afectados por dos fallas que limitan la estructura en esta dirección, como se muestra en la figura 22.


El modelo sedimentario corresponde a depósitos de turbiditas que consisten de grandes paquetes de arenas con delgadas intercalaciones de lutitas, cuya batimetría varía de nerítico a batial medio. La distribución es en el sentido del aporte, cuya dirección es de Sureste a Noroeste. Los depósitos finalmente forman un sistema complejo de canales y abanicos en el talud y piso de la cuenca, donde los cuerpos arenosos alcanzan el mayor espesor.

Figura 22. Línea sísmica que ilustra el comportamiento estructural del yacimiento.

5.2.1.1.3. Trampa

La trampa corresponde a una estructura anticlinal con orientación Suroeste-Noreste y cierre en sus dos extremos. A nivel de los dos yacimientos, la estructura tiene cierre en sus flancos Norte y Sur, mientras que hacia el Oriente y Occidente presenta cierre contra la sal. Estos yacimientos se encuentran compartamentalizados debido al fallamiento existente en esta zona; en ambos casos y aunque las trampas son de tipo combinado, la componente estratigráfica define los límites del yacimiento. La figura 23 muestra las configuraciones estructurales de los yacimientos.


Está constituida por areniscas de cuarzo, fragmentos de roca, feldespatos y micas, el tamaño de grano varía de medio a grueso y en ocasiones es conglomerática; el cementante es arcillo calcáreo, la clasificación es pobre a moderada y está poco consolidada; corresponde a un sistema de depósito de turbiditas en el que han tenido gran influencia las intrusiones salinas. La calidad y características de la roca almacén dependen de la geomorfología y distribución de los canales y abanicos.

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En esta cuenca, la roca generadora de hidrocarburos corresponde a sedimentos arcillo-calcáreos de edad Jurásico Superior Tithoniano. La calidad de la materia orgánica presente en el Tithoniano corresponde al Tipo II, presenta un estado de madurez avanzado, determinado mediante estudios geoquímicos de biomarcadores.

Figura 23. Configuraciones estructurales de la cima de los yacimientos.


La roca sello para esta zona son las lutitas del Mioceno Inferior que se encuentran intercaladas en esta secuencia. Asimismo, se considera la presencia de un sello superior constituido por anhidrita hacia el Noreste del yacimiento.


Los yacimientos están constituidos por areniscas de cuarzo, fragmentos de roca, feldespatos y micas. Las características petrofísicas muestran que las resistividades generalmente son bajas, en un rango de 2 a 4 ohms-metro con algunas variaciones de 20 ohmsmetro. La porosidad varía desde 19 a 28 por ciento y la saturación de agua de 19 a 50 por ciento. El pozo terminado a nivel Mioceno Inferior, tuvo una producción inicial promedio diaria de 1,867 barriles de aceite de 27 grados API y 1.2 millones de pies cúbicos por día de gas.

5.2.1.1.8. Reservas

El volumen original 3P de aceite es de 123.0 millones de barriles, en tanto las reservas originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 3.7, 15.9 y 28.3 millones de barriles de petróleo crudo, respectivamente, las cuales agregando el gas asociado ascienden a 4.2, 18.3, y 32.6 millones de barriles de petróleo equivalente, respectivamente.

5.2.1.2. Teotleco-1

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Este pozo se ubica en la planicie costera del Golfo de México, geológicamente pertenece al área Mesozoica de Chiapas-Tabasco. Se ubica a una distancia de 18 kilómetros al Sureste de la ciudad de Cárdenas, Tabasco; figura 25. El objetivo fue incorporar reservas de hidrocarburos en rocas del Cretácico Superior, Medio e Inferior, así como del Jurásico Superior Kimmeridgiano, formaciones productoras en el área. El pozo se terminó como productor de aceite ligero en rocas del Cretácico Medio y alcanzó una profundidad desarrollada de 5,810 metros.


La estructura que conforma el yacimiento corresponde a un anticlinal orientado en dirección Oeste a Este. El anticlinal presenta cierre por buzamiento de las capas al Sur y al Este, en donde una falla inversa la separa del campo Cactus, mientras que al Noreste está limitada por una falla inversa y al Noroeste por una falla normal, figura 26.

Figura 25. Mapa de ubicación del pozo Teotleco-1.

Figura 26. Configuración estructural de la cima del Cretácico Medio.

5.2.1.2.2. Trampa

La trampa es de tipo estructural y corresponde a un bloque adyacente al campo Cactus, separada de éste por una falla inversa combinada con la presencia de intrusiones salinas en el área. La trampa está dividida internamente en dos bloques por el efecto de una falla normal que presenta una orientación de Suroeste a Noreste, con caída hacia el Norte, figura


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La columna geológica que se perforó comprende rocas que corresponden a edades que van desde el Cretácico Medio hasta el Plioceno-Pleistoceno. La presencia de un cuerpo de sal a nivel Terciario, obligó a perforar en forma direccional este pozo encontrando la secuencia sedimentaria normal.


La roca almacén está constituida por rocas carbonatadas del Cretácico Medio, que también son productoras en el campo Cactus y que consisten principalmente de dolomías fracturadas de color gris oscuro.


En el área de este yacimiento, la roca generadora de hidrocarburos corresponde a sedimentos arcillocalcáreos de edad Jurásico Superior Tithoniano, según los estudios geoquímicos realizados en esta cuenca.


El sello está constituido por margas de edad Cretácico Superior y lutitas calcáreas del Terciario, principalmente las correspondientes al Mioceno, que se encuentran intercaladas dentro de esta secuencia.


El yacimiento lo constituyen dolomías fracturadas de edad Cretácico Medio. La porosidad promedio es de 5.0 por ciento y la saturación de agua es del orden de 8.0 por ciento. La producción inicial medida fue de 3,559 barriles por día de aceite volátil de 42 grados API y 9.9 millones de pies cúbicos de gas por día.

5.2.1.2.8. Reservas

El volumen original 3P es de 195.6 millones de barriles de aceite y de 524.3 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas probadas ascienden a 3.7 millones de barriles de aceite y 9.9 miles de millones de pies cúbicos de gas, mientras que las reservas 2P alcanzan 34.4 millones de barriles de aceite y 92.5 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas totales ascienden a 47.2 millones de barriles de aceite y 126.3 miles de millones de pies cúbicos de gas, que en conjunto equivalen a 77.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

5.2.1.3. Pachira-1

El pozo Pachira-1 se localiza al Este de la ciudad de Paraíso, Tabasco y al Noroeste del campo Sen, figura 27. Geológicamente se encuentra en el límite Oriental de la Cuenca Reforma-Comalcalco.

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El modelo estructural del área se observa en la figura 28; donde se puede ver el comportamiento estructural que sube hacia el campo Sen y baja hacia el pozo Pachira-1, separado por un anticlinal en la zona del pozo de Melocotón-1. Forma parte del alineamiento estructural Sen-Pachira donde ambos pertenecen al bloque cabalgante limitado al Este por una falla inversa de dirección Noroeste-Sureste con caída al Oeste.


La columna geológica explorada en este campo incluye rocas que varían en edad del Cretácico Medio al Plioceno-Pleistoceno, se interrumpe la columna a nivel Albiano Inferior por efecto de una falla inversa que repite los estratos del Terciario, probablemente Paleoceno-Eoceno. Se encuentra discordante el límite Mioceno-Oligoceno por ausencia del Oligoceno Superior.

Figura 27 Plano de localización del campo Pachira.

Figura 28. Mapas estructurales de los horizontes Cretácico Superior y Medio.

5.2.1.3.3. Trampa

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La trampa es un anticlinal con orientación Noroeste-Sureste, limitado al Este por una falla inversa y hacia el Norte, Sur y Oeste, presenta cierre estructural por buzamiento de sus capas. Sus dimensiones son 2 kilómetros de ancho por 3 kilómetros de largo para una superficie aproximada de 6 kilómetros cuadrados para el Cretácico Medio y 3 kilómetros de largo por 3 kilómetros de ancho para una superficie aproximada de 9 kilómetros cuadrados para el Cretácico Superior.


La roca almacén del Cretácico Medio consiste de mudstone-wackestone recristalizado, fracturado y micro fracturado, con impregnación de aceite ligero y residual. El espesor bruto de estas rocas es de 226 metros, con un espesor neto impregnado de 85 metros, el medio ambiente de depósito es de cuenca.

La roca almacén del Cretácico Superior consiste de mudstone-wackestone recristalizado, fracturado y micro fracturado con impregnación de aceite residual y ligero en porosidad secundaria intercristalina y microfracturas.

El espesor bruto de estas rocas es de 155 metros, con un espesor neto impregnado de 83 metros. El ambiente de depósito de estas rocas es de cuenca.


La información existente en el área nos indica que la roca generadora de hidrocarburos en estos yacimientos, corresponde a un mudstone arcillo-carbonoso con alto contenido de materia orgánica perteneciente al Jurasico Superior Tithoniano.


La información que se tiene de la columna estratigráfica de la cuenca, además de los datos sísmicos y los registros geofísicos de los pozos existentes en el área, proporcionan la existencia de espesores considerables de rocas arcillosas e inducen a postular que los espesores de lutitas del Paleógeno y margas del Cretácico Superior funcionan como sellos regional y local para las trampas que contienen los hidrocarburos en el área.


Los yacimientos están constituidos por mudstone-wackestone recristalizado, con porosidad intercristalina y microfracturas, con impregnación de aceite ligero, la presencia de manifestación de hidrocarburos inicia desde la profundidad de 5,785 metros desarrollados, con lecturas altas de gas en el lodo.

Los resultados obtenidos de la evaluación petrofísica para el Cretácico Superior, en el intervalo 5,739-5,896 metros desarrollados bajo la mesa rotaria (5,407-5,562 metros verticales) aportaron: un espesor bruto de 155 metros, un espesor neto impregnado de 83

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metros, para una relación neto-bruto de 0.5, con una porosidad promedio de 5.3 y saturación de agua promediode 2.3 por ciento. Para el Cretácico Medio, que resultó productor de aceite de 39° grados API, en los intervalos 5,900-5,920 y 5,953-5,962 metros, con una producción de 3,019 barriles diarios de aceite y 7.5 millones de pies cúbicos de gas, la presión de fondo es de 569 Kilogramos sobre centímetros cuadrado (kg/cm2). Se estimó un espesor bruto de 226 metros, espesor neto impregnado de 85 metros, con una relación neto-bruto de 0.38, porosidad y saturación de agua de 3.6 y 22 por ciento, respectivamente.

5.2.1.3.8. Reservas

Las reservas totales o 3P estimadas para el bloque Pachira fueron de 25.0 millones de barriles de aceite, 66.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural y 40.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas de petróleo crudo equivalente para la categoría probada, equivalen a 24.2 millones de barriles, mientras que en la categoría de posible se tienen 16.2 millones de barriles.

5.2.1.4. Bricol-2DL

El campo Bricol se encuentra en el área productora Chiapas-Tabasco, 13 kilómetros al Oeste de la ciudad de Comalcalco, Tabasco, figura 29, dentro de la jurisdicción del Activo Integral Bellota-Jujo. El campo se conforma por una estructura asimétrica compuesta por tres altos estructurales, con orientación aproximada Noroeste-Sureste. Actualmente se cuenta con 4 pozos productores en este campo, todos a nivel del Jurásico Superior Kimmeridgiano, sumando una producción promedio de 17,500 barriles por día de aceite volátil de 37 grados API y 23 millones de pies cúbicos diarios de gas.

Figura 29. Mapa de ubicación del campo Bricol.


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El campo Bricol se conforma por una estructura asimétrica compuesta por tres altos estructurales, con orientación aproximada Noroeste-Sureste, figura 30. Como se alcanza a apreciar en la figura, los bloques I y II de Bricol, son aproximadamente paralelos a los bloques de Yagual y Chinchorro, respectivamente. Hacia el flanco Este, ambos bloques están limitados por fallas inversas asociados a una dualidad de tectónica salina y esfuerzos compresivos. El bloque III se encuentra más bajo que los otros dos, aparentemente debido a un colapso por evacuación de sal.


La columna atravesada por los pozos perforados hasta la fecha, comprende rocas que varían en edad, desde el Jurásico Superior Kimmeridgiano, hasta rocas de edad Plioceno-Pleistoceno. Todos ellos son productores a nivel Kimmeridgiano. Las rocas del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano, dada la presencia de bancos oolíticos en la unidad 2 del pozo Bricol-2DL, se infiere corresponden a un ambiente de depósito de rampa de alta energía.

Figura 30. Configuración en profundidad de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

5.2.1.4.3. Trampa

Las trampas que conforma este yacimiento a nivel Mesozoico, son del tipo estructural. Las fallas inversas presentes en el flanco Este de los bloques I y II, están asociadas a la tectónica compresiva del área y representan un cierre contra falla. Hacia el flanco Oeste de ambos bloques, el cierre estructural se da por buzamiento, aunque éste es más fuerte en el bloque I. Contrasta con lo anterior el carácter estructural del Bloque III, el cual se considera un bloque colapsado por evacuación de sal, motivo por el cual quedó más bajo estructuralmente que los bloques generados por compresión. Como referencia, el área del Bloque II a nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano es de 23 kilómetros cuadrados.


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A nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano, en el bloque I predomina la presencia de intervalos de packstone de bioclastos recristalizado con microfracturas, algunas de ellas impregnadas de aceite ligero y pesado; se tiene alternancia con algunos intervalos de mudstone-wackestone y en menor cantidad de intervalos de grainstone de oolitas correspondientes con un ambiente de depósito de rampa interna. En el bloque II, el pozo Bricol-2DL, es muy similar al bloque I en la parte alta del JSK, solo que con menor presencia de mudstone-wackestone; sin embargo, a partir de la profundidad de 6,550 metros desarrollados y hasta la profundidad total del pozo presentó una columna de dolomía mesocristalina con microfracturas que no se presentó en el bloque I. Dicha columna corresponde con los intervalos productores de este pozo. A nivel Cretácico Medio, la columna se caracteriza por un mudstone de planctónicos y bioclastos, fracturado, depositado en un ambiente de cuenca.


Con base en los estudios geoquímicos de biomarcadores e isotopía que se han realizado en los aceites de los campos del área, es clara la presencia de dos subsistemas de generación para el área Chiapas-Tabasco: Tithoniano carbonatado y Cretácico Inferior. En este caso la generación proviene de sedimentos del Jurásico Superior Tithoniano. Las características geoquímicas de estos aceites nos señalan que las rocas generadoras tienen una afinidad a ambientes marino-carbonatados, con baja proporción de arcillas que fueron depositadas en condiciones de rampa.


El sello superior para el Jurásico Superior Kimmeridgiano lo constituyen rocas arcillo-calcáreas de cuenca, de edad correspondiente al Tithoniano. Dichas rocas han probado su efectividad como sello en los campos que se tienen en el área. Para el Cretácico Medio, el sello lo constituyen las margas y lutitas del Cretácico Superior y Paleógeno.


Para el correspondiente al Jurásico Superior Kimmeridgiano, está constituido por packstone de bioclastos recristalizado, con microfracturas, algunas de ellas impregnadas de aceite ligero y pesado; se tiene alternancia con algunos intervalos de mudstonewackestone y grainstone de oolitas correspondientes a un ambiente de depósito de rampa interna. El bloque del pozo Bricol-2DL, es similar al bloque I en la parte alta del JSK, pero a partir, de la profundidad de 6,550 metros desarrollados, se presenta una dolomía mesocristalina con microfracturas. Este campo se descubrió con la perforación del pozo Bricol-1, el cual se terminó en febrero de 2009, probando el intervalo 5,872-6,003 metros (JSK) en agujero descubierto, resultando productor de aceite volátil de 37 grados API con 5,216 barriles por día y 7.4 millones de pies cúbicos por día de gas, por un estrangulador de 3/8 de pulgada.

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Posteriormente en febrero de 2010, se terminó el pozo delimitador Bricol-1DL, el cual se probó en el intervalo 7,060-7,003 metros, sin manifestar. Se disparó en el intervalo 6,720-6,755 metros (JSK), reportando una producción de 1,487 barriles por día y 1.8 millones de pies cúbicos diarios, por un estrangulador de 3/8 de pulgada, por lo que se dio una reclasificación de reservas del Bloque-I. En mayo de 2010, se terminó el pozo Bricol-21, quedando como productor en agujero descubierto en el intervalo 6,170-6,542 m., con 8,680 barriles diarios y 12.3 millones de pies cúbicos por día, por un estrangulador de ½ pulgada, ajustándose gradualmente a un nivel de producción similar al Bricol-1. En diciembre de 2010, se terminó el pozo delimitador Bricol-2DL, para evaluar el potencial del Bloque-II. Se disparó el intervalo (JSK) 6,638-6,689 metros, aportando 1,971 barriles por día de aceite de 38 grados API y 0.97 millones de pies cúbicos diarios de gas por un estrangulador de 3/8”. Se realizó una prueba de presión producción, determinándose con ella que existía un daño de 40 debido a la penetración parcial, por lo que se adicionaron los intervalos 6,540-6,575 y 6,605-6,620 metros; mejorando el flujo y alcanzando la producción de 5,501 barriles y 5 millones de pies cúbicos diarios, por un estrangulador de ½ pulgada.

5.2.1.4.8. Reservas

Las reservas 3P estimadas para el bloque Bricol 2DL fueron de 188.9 millones de barriles de aceite, 198.3 miles de millones de pies cúbicos de gas natural y 236.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas de petróleo crudo equivalente para las categorías probada y probable son 31.4 y 163.2 millones de barriles respectivamente.

5.2.1.5. Pareto-1

Se localiza geológicamente en las Cuencas Terciarias del Sureste, geográficamente está ubicado en el área productora Chiapas-Tabasco, a 10.4 kilómetros al Noroeste de Comalcalco, Tabasco y 8.2 kilómetros al Norte del pozo Bricol-2DL, figura 31.

Figura 31. Mapa de localización del campo Pareto.

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Regionalmente son estructuras anticlinales orientadas Noroeste-Sureste limitado en sus flancos por fallas inversas y normales nucleadas por domos de sal. Son el resultado de las tectónicas evolutivas superpuestas, evidenciadas por movimientos de sal, compresión y extensión, que ocurrieron durante el depósito de la cubierta sedimentaria.


La columna geológica explorada del campo Pareto, comprende rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano al Plioceno-Pleistoceno. El Mesozoico incluye el Jurásico Superior Kimmeridgiano, consistente de una secuencia de packstone-grainstone recristalizados de plataforma; para el Tithoniano se tiene la presencia de calizas arcillosas de plataforma externatalud; finalmente, el Cretácico Inferior y Superior está constituido por calizas recristalizadas depositadas en facies de cuenca. El Cretácico es discordante debido a que se condensan los estratos del Cretácico Medio y Cretácico Superior, como se puede observar en la figura 32.

Figura 32. Columna geológica del campo Pareto.

5.2.1.5.3. Trampa

La trampa presente en el campo Pareto es un anticlinal asimétrico orientado en dirección Noroeste- Sureste, limitado en la porción Noreste por una falla normal con caída al Norte y el flanco Suroeste se encuentra parcialmente limitado por un domo de sal afectado por fallas radiales que interrumpen su continuidad, sus dimensiones aproximadas son 5 kilómetros de largo por 5 kilómetros de ancho y cubre una superficie aproximada de 25 kilómetros cuadrados. Presenta un cierre estructural de 700 metros, que corresponde al

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punto de fuga o de derrame de los hidrocarburos, el cual se estableció a 7,000 metros, figura 33.

5.2.1.5.4Roca almacén

La roca almacén del Jurásico Superior Kimmeridgiano consiste de packstone-grainstone recristalizado, parcialmente dolomitizado, fracturado, depositado en ambiente de plataforma en facies de rampa interna y media. El Cretácico Inferior, es mudstone recristalizado fracturado, depositado en facies de cuenca.

La porosidad detectada es principalmente de tipo secundaria, intercristalina, por fracturas, microfracturas, microestilolitas, vúgulos y móldica. El espesor penetrado de las rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano es de 665 metros; sin embargo, en otros campos como Bellota Norte, ubicado al Sur de Pareto, se han penetrado más de 800 metros de estas rocas.

El espesor atravesado de Cretácico Medio Inferior en Pareto-1 es de 470 metros, en tanto que en el pozo Jicara-1, al Suroeste de Pareto cortó un espesor de 840 metros.

Figura 33. Configuración estructural del campo Pareto a la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano, mostrando los límites laterales, al Noreste la falla normal y al Suroeste el punto de fuga.


La información geoquímica existente en el área, definió que la roca generadora del campo Pareto son las calizas arcillosas con alto contenido de materia orgánica del Jurásico Superior Tithoniano.

5.2.1.5.6. Sello

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La roca sello para el yacimiento del Jurásico Superior Kimmeridgiano, son las calizas arcillo-carbonatadas del Jurásico Superior Tithoniano, en tanto que para el Cretácico Medio Inferior son las margas del Cretácico Superior y las lutitas estratificadas del Paleógeno.


El yacimiento del campo Pareto es de aceite ligero de 43 grados API, con una densidad de 0.815 gramos por centímetro cubico, presión estática de 16,011.7 libras por pulgada cuadrada. La producción inicial fue de 3,703 barriles por día de aceite y 8.0 millones de pies cúbicos de gas, la relación gas-aceite de 387 metro cubico por metro cubico, con una presión en el yacimiento de 13,082.4 libras por pulgada cuadrada, por un estrangulador de 3/8 de pulgada.

5.2.1.5.7. Reservas

Las reservas 3P evaluadas de acuerdo al modelo establecido en el campo Pareto ascienden a 111.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente; mientras que por categoría de reservas, los valores alcanzados para la probada, probable y posible son 29.3, 42.2 y 40.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.

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5.3. ESTADO MECÁNICO DEL POZO FORTUNA NACIONAL 4-D

El pozo fortuna 4-D se localiza dentro del Activo Chilapilla-Colomo, R. S. ubicado en la Carretera Macuspana-Jonuta.

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5.4. ESTADO DINÁMICO DEL POZO SEN-111

Inicio de producción: Junio-2001 Np: 6.4 mmbls Gg: 18.5 mmpcd Wp: 0.15 mmbls Formación Productora: K.S.S.F Pozo cerrado en Noviembre-2007 por alto fw Número de Pruebas de variación de presión: 4

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VI. CONCLUSIÓN

La exploración de la última década en tierra y aguas someras ha permitido el descubrimiento de un puñado de unos 10 nuevos campos aceiteros clasificados como “grandes” o “importantes” (más de 100 millones de barriles); en sus informes Pemex no incluye ninguno que alcance 500 millones de barriles de reservas probadas.

Aunque en la lista a continuación están presentados en orden por su potencial, atendiendo a las características de sus fluidos, constituyen tres grupos perfectamente diferenciados: 1) Tsmin y Xux, ubicados frente al puerto tabasqueño de Frontera, en Litoral Tabasco, pertenecen a la codiciada dotación de ligeros; 2) los tabasqueños terrestres, en que el más importante es Bricol, que incluso ya empezó a ser explotado, y finalmente, 3) el grupo de los extrapesados de Campeche Oriente, con grandes desafíos tecnológicos.

En las cuencas del Sureste se evaluaron casi 20 000 millones de barriles de crudo equivalente como “recursos prospectivos”. Los resultados de la exploración en los últimos 10 años no permiten sostener esas expectativas.

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REFERENCIAS

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