informe de experiencia profesional (titulación)

7/25/2019 Informe de Experiencia Profesional (Titulacin)

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Universidad Nacional Autnoma de Mxico

Divisin de Ingeniera en Ciencias de la Tierra

Informe de Trabajo Profesional

Modelado geolgico-geoqumico del sistema petrolero

Tampico-Misantla

Que presenta:

Stephany Hernndez Medina

Asesor:

Ingeniero Javier Arellano Gil

Mxico, D.F. Febrero del 2014


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Pginas

ndicei

Resumen..1

Abstract.2

Introduccin..3-4

a.

Objetivo.4

b.

Mtodo de trabajo......4

1.

Marco Referencial5-6

a.

Misin...5

b.

Visin..5

c.

Importancia Econmica.6

2.

Marco Terico.7-15

2.1 Coordinacin de Modelado Regional de la Provincia Tampico-Misantla7

2.2 Gas y Aceite en Lutitas8

2.3 Antecedentes y Marco Geolgico9

2.4 Modelo de Evolucin.11

2.5 Modelo Estratigrfico-Sedimentario..11

3. Aplicacin del Modelado de Sistemas Petroleros a la evaluacin de plays de recursos no

convencionales de aceite y gas en lutitas..16-18

a) Plays No Convencionales16

b) Tipos de crudos no convencionales.18

4. Sistema Petrolero (Jursico Superior-Tithoniano-Pimienta)18-23

4.1 Modelo de depsito18

4.2 Plays no convencionales de aceite y gas de Lutitas.19

5. Metodologa y Tcnicas de Modelado de Sistemas Petroleros.23-42

5.1 Metodologa24

5.1.1 Construccin del modelado 1D25

5.1.2 Construccin del modelado 2D30

5.1.3 Construccin del modelado 3D32-39

5.1.3.a Carga de datos..32

5.1.3.b Simulacin y calibracin de parmetros.39

5.1.3.c Simulacin numrica de diferentes escenarios para las

rocas generadoras del Jursico Superior.39

5.1.3.1 Madurez trmica, generacin, migracin, acumulacin y

preservacin de hidrocarburos.40

5.2 Extensin del Sistema Petrolero42-43

5.2.1 Extensin Geogrfica.42

5.2.2 Extensin Estratigrfica43

5.2.3 Extensin Temporal.43

Conclusiones y recomendaciones44-45

Bibliografa45


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Resumen

El presente estudio de Modelado Geolgico de Sistemas Petroleros del rea ML, comprendela porcin norte de la provincia Tampico-Misantla, con un rea aproximada de 24000 km 2,limitando en la porcin norte con la Ciudad de Tampico y en la porcin sur con la Ciudad de

Tuxpan.

Se realiz la integracin e interpretacin de 15 secuencias sedimentarias con informacinssmica 2D/3D en tiempo y se convirti en profundidad (basamento-superficie topografa), enlas cuales se interpretaron los diferentes estilos estructurales, facies sedimentarias y trampasexistentes. Las secuencias sedimentarias se asocian a los siguientes eventos tectnicos:Rifting, Margen Pasivo, Orogenia, Distensin Post-Orognica y Margen Pasivo, en un lapsoque va del Trisico al Reciente.

Se evalu el potencial petrolfero del rea ML mediante el Modelado Geolgico del SistemaPetrolero con el software PetroMod 3D V-2012.1, en donde se integraron los elementos del

sistema petrolero, tales como la roca generadora y para lo cual se document e integraron losdatos geoqumicos de rocas, fluidos y gases de pozos e informacin del rea; asimismo seintegraron los mapas correspondientes a las facies de roca almacn y sello, delimitando lageometra del rea de estudio e ilustrando la evolucin tectnica-sedimentaria en el tiempo yen el espacio.

Se simularon los procesos del sistema petrolero considerando el Modelo Geolgico, en el cualse calibraron los parmetros (termobricos) de la roca generadora (Jursico Superior),almacn y sello, definiendo los tiempos de la generacin, migracin, formacin de la trampa,acumulacin y preservacin de hidrocarburos.

Los resultados obtenidos de la simulacin numrica del modelado geolgico determinan quela roca generadora del Jursico Superior en el rea ML, inicia la generacin de hidrocarburosdurante el Cretcico tardo (65Ma), teniendo su mxima generacin en el Oligoceno tardo(23.8 Ma). La transformacin de la materia orgnica principia en el Cretcico y alcanz sumxima transformacin en el Oligoceno. La saturacin de hidrocarburos en la rocageneradora, es mayor en la roca del Jursico Superior y el momento crtico de acumulacin ypreservacin de hidrocarburos lo tenemos en el Oligoceno tardo. Actualmente estas rocas seencuentran en la ventana del gas hmedo en la porcin occidente y de aceite en la porcincentro oriente del rea.

Se cumpli con el objetivo de evaluar y jerarquizar reas que tienen un recurso potencial dehidrocarburos, apoyando con ello el fortalecimiento de la cartera de oportunidades para elrea ML y la incorporacin de reservas; concluyendo que para plays no convencionales lasrocas del Jurasico Superior presentan saturacin de hidrocarburos, pero la secuencia quecontiene mayor saturacin y distribucin de aceite y gases es el horizonte del JursicoSuperior Tithoniano.


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Abstract

The next study of Geological Modeling of Petroleum Systems at the ML area covers thenorthern portion of the Tampico-Misantla province, with an area of 24000 km2approximatelyand it is limited at the North with the city of Tampico and at the southern portion with the

city of Tuxpan.

The integration and interpretation of 15 sedimentary sequences where made with 2D/3Dseismic information captured in time and that later where transform into depth (basement-topographic surface) in which were interpreted the different structural styles, sedimentaryfacies and the existent traps. The stratigraphic sequences are related to these tectonic events:Rifting, Passive Margin, Orogeny, Post-orogenic Distention and Passive Margin over a periodranging from the Triassic to Recent.

Through the Geological Modeling of Petroleum System with PetroMod 3D V-2012.1 wasevaluated the oil potential of the ML area, where they were integrated the elements of the

petroleum system such as the rock source and for which it was documented and integratedthe geochemical data, well fluids and gases, and information from the area; also whereintegrated the maps of the corresponding facies for the source rock and seal, delimitating degeometry of the area and illustrating the tectonic-sedimentary evolution in time and space.

The process of the petroleum system where simulated considering the Geological Model andin which where calibrated the source rock parameters (thermobaric), the reservoir rock, andseal defining the times of generation-migration, migration, trap formation, accumulation, andthe preservation of the hydrocarbons.

The results obtain by the numerical simulation of the geological model show that thegeneration of hydrocarbons in the source rock of the Late Jurassic of the ML area start duringthe Late Cretaceous (65 Ma) and having its maximum generation during the Late Oligocene(23.8 Ma). The transformation of the organic matter starts at the Cretaceous and reaches itsmaximum transformation at the Oligocene. The greatest saturation of hydrocarbons at thesource rock is at the Late Jurassic and the critic moment of accumulation and preservation isat the Late Oligocene.

At the present time this rocks are at the window of wet gas in the western portion and of oilin the center eastern portion of the area.

As a conclusion and with the object of evaluate, prioritize areas with potential resource ofhydrocarbons, and supporting the strengthening of the opportunitys portfolio for the MLarea for non conventional plays the rocks of the Late Jurassic present hydrocarbon saturationbut the sequence with the highest saturation and distribution of oil-gas is the Late JurassicTithonian horizon.


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Introduccin

El presente informe refleja de manera sinttica el flujo de trabajo de la Coordinacin deModelado Geolgico Regional, Activo de Exploracin Tampico-Misantla Golfo, Subdireccinde Exploracin de PEMEX Exploracin y Produccin, donde la autora colabor durante siete

meses adquiriendo habilidades y competencias en el manejo de software interactivoPetroMod 3D V-2012.1, de gran utilidad en la interpretacin geolgica, geofsica ygeoqumica aplicado a la exploracin de hidrocarburos.

Durante la estancia se trabaj sobre la identificacin y evaluacin de cuencas, sistemaspetroleros y plays, as como el apoyo a la documentacin de prospectos. Las disciplinasgeolgicas bsicas usadas incluyen la Geologa Estructural, Estratigrafa, Sedimentologa yGeologa del Petrleo.

El informe se enfoca principalmente al Modelado geolgico-geoqumico de sistemaspetroleros, para la evaluacin de plays de recursos no convencionales de aceite-gas de

lutitas; especialmente al trabajo que se viene desarrollando en la evaluacin del potencialde la Formacin Pimienta en la provincia Tampico-Misantla.

Los antecedentes acadmicos en Geologa Petrolera y otras disciplinas geolgicas recibidasdurante la carrera fueron importantes para la participacin en ste proyecto, as como elconcepto de un sistema petrolero, sus elementos y procesos que lo componen, aspectospetrofsicos de las rocas como la porosidad, permeabilidad, sus caractersticas primarias ysecundarias, as como la composicin mineralgica de las rocas sedimentarias y su influenciaen sus propiedades geomecnicas, geoqumicas, fragilidad, riqueza orgnica, madureztrmica y su impacto en el tipo, calidad y cantidad de hidrocarburos esperados en un rea de

inters econmico petrolero.

Mediante la colaboracin que realic en los estudios de la Coordinacin de ModeladoGeolgico Regional del AETMG, no slo se lograron reforzar los conocimientos adquiridosdurante la carrera, sino tambin fue til para su aplicacin prctica y adquirir experiencia enuna de las ramas de la industria petrolera y en particular, a la prospeccin y exploracin deyacimientos de hidrocarburos.


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Objetivo

El presente estudio tuvo como objetivo evaluar plays no convencionales en las lutitasgasferas dentro de la Formacin Pimienta, del Jursico Superior en la Provincia Tampico-Misantla, analizndola desde un punto de vista de rocas generadoras, buscando horizontescon riqueza orgnica total (COT > 1%, kergeno tipo II y III), rangos de madurez trmica (Ro >

0.9%, Tmax > 440C), litologa arcillosa intercalada con calizas o rocas clsticas conpropiedades mecnicas favorables para el fracturamiento hidrulico y aceite y/o gas libre enlos espacios porosos (micro, nanoporosidad) y fracturas.

Otro objetivo consisti en analizar y definir la distribucin de facies cuyo contenido demateria orgnica y caractersticas geoqumicas permitan proponer identificar estratos yzonas favorables para la prospeccin del concepto aceite-gas en lutitas, evaluar el recursopotencial de hidrocarburos y jerarquizar reas prospectivas dentro de la Provincia Tampico-Misantla.

Mtodo de trabajo

El mtodo de trabajo que se sigui, comenz con la compilacin, anlisis e integracin de lainformacin con la que se contaba de estudios anteriores del rea; ya sea en ssmica, engeoqumica, sedimentologa, estructural y bioestratigrafa de pozos.

Posteriormente, con la informacin adquirida se realiz una base de datos tcnica para podertener en orden todos los datos que se adquirieron. A partir de esta informacin se delimitun marco tectnico regional, que a su vez se relacion con un marco estructural y un marcoestratigrfico del rea, lo que permiti definir el Sistema Petrolero y el play de inters; en estecaso, la secuencia del Jursico Superior Pimienta.

El siguiente paso fue la identificacin y mapeo de los elementos del play, comenzando con lapresencia de hidrocarburos, el COT, madurez, espesores y caractersticas estructurales(plegamientos, fallas), esto con la finalidad de poder delimitar y hacer una acertada seleccinde las reas de inters.

Todo esto, con la aplicacin del modelado geolgico-geoqumico para sistemas petroleros,aplicando el software PetroMod V2012.1 para la generacin de modelos en 1D, 2D y 3D y desta forma representar la evolucin de la Provincia Tampico-Misantla, comprender la historiade sepultamiento para el rea ML, y finalmente crear posibles escenarios de generacin,

entrampamiento y migracin de los hidrocarburos.

Con los resultados obtenidos, se realiz la evaluacin volumtrica areal, la jerarquizacin dereas y la identificacin de Oportunidades y/o Localizaciones, que posteriormente fueronmodeladas en 1D.

Finalmente se realiz el informe final.


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1. Marco Referencial

Petrleos Mexicanos (PEMEX), es una empresa petrolera pblica paraestatal mexicana,creada en 1938, que cuenta con un rgimen constitucional para la explotacin de los recursosenergticos (principalmente petrleo y gas natural) en territorio mexicano.1

Su sede de administracin est ubicada en la Avenida Marina Nacional #329, ColoniaPetrleos Mexicanos, Delegacin Miguel Hidalgo en la Ciudad de Mxico, donde concentratodas sus reas administrativas en la llamada Torre Ejecutiva PEMEX y en edificios contiguosalberga sus sistemas informticos.

Misin.

PEMEX tiene como misin maximizar el valor de los activos petroleros y los hidrocarburos dela nacin, satisfaciendo la demanda nacional de productos petrolferos con la calidadrequerida, de manera segura, confiable, rentable y sustentable.2

Visin.

PEMEX pretende ser reconocida por los mexicanos como un organismo socialmenteresponsable, que permanentemente aumenta el valor de sus activos y de los hidrocarburosde la nacin, que es competitiva, transparente y con alto nivel de innovacin en su estrategiay sus operaciones.

PEMEX opera por conducto de un corporativo y cuatro organismos subsidiarios:

PEMEX Exploracin y Produccin PEMEX Refinacin PEMEX Gas y Petroqumica Bsica

PEMEX Petroqumica

Para este trabajo se har referencia al Activo de Exploracin Tampico-Misantla Golfo (AETMG)que forma parte de la Subdireccin de exploracin de PEMEX Exploracin y Produccin.

El AETMG fue creado en el ao 2012 y tiene bajo su responsabilidad la bsqueda dehidrocarburos en las provincias geolgico-petroleras de Chihuahua, Sabinas, Burro Picachos,Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz, as como la plataforma continental del Golfo de Mxico

frente a los estados de Tamaulipas y Veracruz (Figura 1).

1Petrleos Mexicanos; http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leos_Mexicanos#Organizaci.C3.B3n

2Misin y Visin; http://www.pemex.com/acerca/quienes_somos/Paginas/mision.aspx


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Los trabajos son financiados mediante los proyectos de inversin: Oyamel, Aceite y Gas enlutitas, Alosa y Llave; abarcando las cuencas desde Chihuahua hasta Veracruz. Dichosproyectos se desarrollan mediante la planeacin y ejecucin de estudios exploratorios deanlisis y evaluacin de cuencas, sistemas petroleros, plays y prospectos.

Importancia Econmica.

La exploracin por hidrocarburos en la Provincia Petrolera Tampico-Misantla se remonta a lasegunda mitad del siglo pasado, cuando se perforaron los primeros pozos en el rea deFurbero en el estado de Veracruz. Perforados con tcnicas rudimentarias, estos pozos no

lograron explotarse comercialmente. No fue sino hasta 1904, con la perforacin del pozo LaPez-1 en la parte norte de la provincia, que se inicia en Mxico la produccin comercial dehidrocarburos en calizas fracturadas del Cretcico. Posteriormente siguieron losespectaculares descubrimientos de la Faja de Oro terrestre que dieron gran renombre a estaprovincia. En la dcada de 1920 esta provincia lleg a producir ms de 500 mil barriles,habiendo acumulado a la fecha ms de 5,500 millones de barriles de aceite y 7.5 billones depies cbicos de gas. Las reservas remanentes y los recursos prospectivos de esta provinciaascienden a 18,875 y 1,700 millones de barriles de petrleo crudo equivalente,respectivamente. Las reservas remanentes se localizan principalmente en los yacimientos delGrupo Chicontepec, principalmente en la Megasecuencia Media, de las tres en que ha sidodividida la secuencia palegena.3

En esta provincia petrolera se tiene una produccin acumulada de 6.5 MMMbpce al 1 deenero de 2013 y con reservas, de 17.4 MMMbpce, evaluados a la misma fecha.

Los recursos prospectivos en plays convencionales en la Provincia Petrolera Tampico-Misantlaal 2013 representan una media de 2.5 MMMbpce.

3PEMEX; Provincia Petrolera Tampico-Misantlahttp://www.cnh.gob.mx/rig/PDF/PROVINCIAS%20PETROLERAS.pdf

Figura 1. Provincias Geolgicas-Petroleras de la Regin Norte (PEMEX, 2011)


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2. Marco Terico

2.1Coordinacin de Modelado Geolgico Regional Tampico-Misantla

El AETMG est conformado por las coordinaciones de Proyectos, Modelado Geolgico-Regional, Operacin Geolgica y Programacin y Evaluacin; teniendo como objetivo

asegurar la ejecucin de los programas operativos de los proyectos de evaluaciones delpotencial, incorporacin de reservas y delimitacin de acuerdo al programa de ejecucin dela estrategia de PEMEX.

Las funciones del AETMG son las siguientes:

1) Integrar modelos ssmico-estratigrficos, geolgico-estructurales y sedimentolgicospara delimitar la extensin del sistema petrolero en cada cuenca.

2) Realizar estudios de caracterizacin y delimitacin de yacimientos descubiertos3)

Disear pozos exploratorios y control geolgico de la perforacin.4)

Asegurar los requerimientos del equipo de perforacin.

5)

Aplicar tecnologas de ltima generacin en proyectos prioritarios.6)

Planear, documentar y ejecutar la actividad fsica y estudios de los proyectos deinversin exploratoria

7) Optimizar los tiempos entre la adquisicin ssmica y el descubrimiento y delimitacinde yacimientos.

8) Identificar oportunidades y documentar localizaciones exploratorias.9) Identificar brechas tcnicas y necesidades tecnolgicas en los proyectos prioritarios

para el programa de desarrollo humano.10)

Evaluar y controlar el desempeo de los proyectos.11)

Administrar los recursos financieros requeridos en los proyectos.

12)

Ejecutar estudios exploratorios.13)

Aplicar estndares de calidad en el desarrollo de las funciones, normas yprocedimientos de trabajo, seguridad y salud y proteccin ambiental.

La Coordinacin de Modelado Geolgico Regional, donde se realiz este trabajo tiene lassiguientes funciones:

1) Proponer el programa operativo y de inversin para los estudios regionales de losproyectos de exploracin.

2) Realizar estudios geolgicos, geofsicos y geoqumicos en las cuencas para delimitar los

sistemas petroleros y plays con sus oportunidades exploratorias.3) Desarrollar y actualizar modelos estructurales, estratigrficos, sedimentarios,petrofsicos y de cuencas para caracterizar los elementos y eventos del sistema petroleroy plays.

4) Estimar volmenes de hidrocarburos y su probabilidad de xito, utilizando lasherramientas institucionales (CERNOC, CERPLAY, CEROE Y CAROE).

5) Integrar y validar la informacin regional en sistemas cartogrficos interactivos.


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6) Identificar brechas tcnicas en las habilidades y competencias crticas del personalpara impulsar el programa de desarrollo humano.

En materia de modelado geolgico regional el objetivo es realizar estudios exploratoriosmediante tecnologas estandarizadas en las cuencas, sistemas petroleros y rea de inters

econmico petrolero (plays) e identificar oportunidades exploratorias; estimar recursos yreservas de hidrocarburos, as como la probabilidad de xito para sustentar la evaluacineconmica de los proyectos.

2.2. Gas y Aceite en Lutitas

El potencial de las lutitas para servir como roca generadora y almacn, fue reconocido desdehace varias dcadas en la cuenca de los Apalaches (Roen, 1993). Sin embargo se debeconsiderar para que las lutitas con alto contenido orgnico puedan producir hidrocarburos,deben ser termalmente maduras, es decir, debieron estar sujetas a suficiente presin ytemperatura, a travs de subsidencia sepultamiento continuos, para someter a cracking

trmico a la materia orgnica.

La mayora de las formaciones productivas son termalmente maduras y producen gashmedo o seco, pero en algunos casos producen aceite junto con gas; a estas se le llamalutitas aceitferas (oil shales).

Los yacimientos de gas no convencionales corresponden a sedimentos de permeabilidad bajaa ultra baja que producen principalmente gas seco. Los yacimientos con una permeabilidadde ms de 0,1 [mD] se consideran convencionales, y aqullos cuya permeabilidad es inferiora ese valor lmite se denominan no convencionales.

Los depsitos de lutitas ricas en materia orgnica con potencial para la produccin dehidrocarburos se conocen como yacimientos no convencionales. Estos yacimientos seencuentran en lutitas con alto contenido orgnico, principalmente unidades estratigrficasdel Jursico Superior y Cretcico Superior, aunque tambin son comunes los pertenecientesal Devnico Superior.

Como ya se mencion, el gas de lutitas se halla en rocas generadoras que a la vez funcionancomo almacn sin que se haya dado migracin, esto debido a que el medio es de muy bajapermeabilidad. Las condiciones de presin y temperatura hacen posible la generacin demetano termognico (derivado del proceso de cocimiento de la materia orgnica). El hechode que los hidrocarburos se hallen en medios de baja permeabilidad hace imposible laexplotacin a la manera de los yacimientos convencionales, sin embargo novedosastecnologas de fracturamiento de lutitas han hecho posible la explotacin comercial de gasen lutitas.

Estos yacimientos carecen de los contactos de fluidos presentes en yacimientosconvencionales. Los yacimientos de lutitas exhiben significativas diferencias con los


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convencionales como son las texturales, composicionales y petrofsicas. Poseen alto nivel deheterogeneidad y gran contenido de materia orgnica.

2.3 Antecedentes y Marco Geolgico

El presente estudio de Modelado Geolgico de Sistemas Petroleros, se realiz para la porcincentral de la Provincia Tampico-Misantla. Geogrficamente se localiza en los estados deTamaulipas y Veracruz y forma parte de lo que geomorfolgicamente se denomina comoPlanicie Costera del Golfo de Mxico, cubriendo una superficie de 15,000 [km2], mientras quegeolgicamente se encuentra al sur el Arco de Tamaulipas y al norte del Macizo de Teziutln;al oriente limita con el Golfo de Mxico y al occidente con la Sierra Madre Oriental. Se tratade una depresin de la corteza terrestre que se form primeramente como un rift durante elTrisico-Jursico y durante la orogenia Laramide en el Palegeno conform una cuenca deAntepas.

Los elementos tectnicos y los rasgos estructurales asociados que afectan a las rocas

mesozoicas (Figura 2), tuvieron gran influencia en el rea, ejerciendo un control del depsitoy en la distribucin de las facies sedimentarias; estos rasgos presentan las siguientescaractersticas generales:

Arco de Tamaulipas: Es una estructura mega-anticlinal localizada al occidente de la Cuenca deBurgos, asociada a un alineamiento estructural que tiene una longitud mayor a 700 km conuna orientacin NW-SE. Esta mega-estructura se inicia en el alto del basamento de Villagrn,atraviesa el estado de Tamaulipas, se interna en la plataforma continental y contina casiparalelo a la lnea de costa y termina en la porcin sur de la Plataforma de Tuxpan(Goldhamer 1999, Goldhamer et al 2005).

Sierra Madre Oriental (SMO): Es una cordillera cuyo relieve se debe a la deformacin derocas mesozoicas y palegenas de su complejo basal, que fueron levantados, comprimidos ytransportados hacia el noreste, formando pliegues y cabalgaduras durante la OrogeniaLaramide a finales del Cretcico y hasta el Eoceno tardo. Estos pliegues forman anticlinalesescarpados, con flancos verticales y algunos recumbentes hacia el norte (Eguiluz et.al. 2000).

Plataforma de Tuxpan: Pertenece al Cretcico y est formada por un paleo-arrecife en unaplataforma aislada. Se caracteriza por depsitos de bancos calcreos, desarrollos de parchesarrecifales y facies lagunares del Albiano-Cenomaniano. Para la formacin de la antefosa deChicontepec la plataforma fue clave, ya que funcion como una barrera deflectora de las

paleocorrientes. En la sedimentacin del Paleoceno-Eoceno Inferior, cre al occidente undepocentro tipo antefosa, denominada Cuenca de Chicontepec.


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La Provincia de Tampico-Misantla cuenta con una secuencia estratigrfica que abarca desde elPrecmbrico-Paleozoico hasta el Cenozoico. Cuenta con un basamento compuesto por

esquistos, gneises y granitos. En la Sierra Madre Oriental aflora una secuencia sedimentariade formaciones Paleozoicas (La Presa, Naranjal, Caballeros, La Yerba, Vicente Guerrero, DelMonte y Guacamaya). Esta secuencia llega a presentar espesores que en algunas partessobrepasan los 4000 [m].

Sobre el basamento gneo y metamrfico descansa la serie estratigrfica Mesozoica yCenozoica.

Las profundidades del basamento varan de 2000 a 4000 mbnm, en la parte central seprofundiza hasta 4000-5000 mbnm y para la parte occidental pueden llegar a ser mayores alos 6000 mbnm.

CINTURN VOLCNICO TRANSMEXICANO

PLATAFORMADE

TUXPAN

CUENCAGOLFO DEMEXICO

PROFUNDO

BEJUCOLA LAJA

ALTODE

ARENQUE

ALTOPLAN DE

LASHAYAS

24

21

9699

24

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SECTORCINTURNPLEGADO

CORDILLERASMEXICANAS

CINTURN VOLCNICO TRANSMEXICANO

PLATAFORMADE

TUXPAN

CUENCAGOLFO DEMEXICO

PROFUNDO

BEJUCOLA LAJA

ALTODE

ARENQUE

ALTOPLAN DE

LASHAYAS

24

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SECTORCINTURNPLEGADO

CORDILLERASMEXICANAS

Figura 2. Elementos tectnicos y rasgos estructurales (PEMEX, 2011)


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2.4. Modelo de Evolucin.

La provincia se caracteriza principalmente por cuatro principales eventos:

a) Rift: Se dio a partir del Trisico tardo hasta el Jursico tardo.

b)

Margen pasivo: Jursico tardo-inicio del Cretcico tardo. Ocurre el depsito de laprimera unidad transgresiva temprana con subsidencia rpida en Jursico tardo hastael emplazamiento de las plataformas carbonatadas del Aptiano-Albiano-Cenomaniano.

c)

Orogenia Laramide (Cretcico tardo-Palegeno): Termina la sedimentacin delmargen pasivo debido al inicio de la Orogenia Laramide que origin la Sierra MadreOriental, dando como resultado una antefosa y el depsito de gran cantidad desedimentos en la parte occidental y la formacin de cuencas de antepas (foreland) enel frente de la Sierra Madre Oriental.

d)

Inversin-Distensin (Negeno-Reciente): Debido al levantamiento regional de laporcin occidental la sedimentacin solo se dio en las reas costa afuera. Estelevantamiento es la combinacin de descarga isosttica del Cinturn Plegado de la

SMO y el abombamiento trmico por la actividad volcnica del Terciario tardo; en laparte central este evento ocurri a partir del Oligoceno temprano.

Actualmente presenta un basculamiento N-S por lo que la porcin Sur tiene un mayor rellenode sedimentos en el Palegeno-Negeno.

2.5. Modelo Estratigrfico-Sedimentario.

Las rocas de la Provincia Tampico-Misantla depositadas desde el Paleozoico hasta el Recientese encuentran caracterizadas por las siguientes unidades litoestratigrficas (Figura 3):

Basamento: Compuesto por un complejo gneo-metamrfico, conformado principalmente deesquistos de mica (biotita) del Paleozoico y granodioritas, con algunas intrusiones de tonalitasy dioritas pertenecientes al Trisico (?).

Jursico Inferior, (Toarciano):

Formacin Huayacocotla: Compuesto de dos miembros; el miembro inferior estconstituido de lutitas negras carbonosas con mica y amonitas; las que se encuentranen alternancia con areniscas cuarzosas. Como base del miembro se encuentran unaserie de estratos de conglomerados y ortocuarcitas. El miembro superior por su parte

est compuesto por lutitas y areniscas de estratificacin delgada; su contenidopaleontolgico es de amonitas y bivalvos.


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Figura3.Columna

GeolgicadelaProvinciaTampico-Misantla(EscalerayHernndez,

2010)


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Jursico Medio:

Formacin Cahuasas (Bathoniano): Rocas originadas en un ambiente continental quefuncionan posiblemente como rocas almacenadoras o sello. Compuestas deconglomerados de areniscas y lutitas de color rojo y grano fino, en algunas partes se

encuentra con intercalaciones de medianas a gruesas de brechas y conglomerados deareniscas; en menor proporcin contiene horizontes de bentonitas y lutitas.

Formacin Huehuetepec -Tepexic (Calloviano): Anhidritas, lutitas y limolitas colorrojizo formadas en bahas de alta evaporacin; se acumularon en ambientessupralitorales. Tambin contiene calizas gris verdoso constituidas de bioclastos depellets y oolitas.

Jursico Superior:

Formacin Santiago (Oxfordiano): Compuesto de dos miembros bien definidos; el

inferior, caracterizado por limolitas calcreas y con algunos horizontes calcreos. Elsuperior se encuentra compuesto de lutitas gris oscuro a negro, estratificadas y conalgunos fragmentos de equinodermos.

Formacin Tamn-Chipoco-San Andrs (Kimmerdigiano): La Formacin Tamn estconstituida principalmente por facies de calizas arcillosas y lutitas negras de cuenca;funciona como una roca generadora. En el rea de talud, cambia de facies a laFormacin Chipoco, caracterizada por calizas tipo packstone - grainstone de pellets,interclastos finos y en partes abundantes radiolarios, espculas de esponjas yfragmentos de equinodermos intercaladas con lutitas negras.

En los bordes de la Plataforma de Tuxpan y el Alto de la Soledad, su base y cima enocasiones cambia de facies a la Formacin San Andrs, compuesto de calizas oolticasde borde de plataforma, con excelente porosidad y permeabilidad, lo que permiteclasificarla como roca almacn.

Formacin Pimienta-La Casita (Tithoniano): Secuencia de calizas, constituida pormudstone, compacto, en capas delgadas, con intercalaciones de calizas arcillosas colorgris oscuro; se encuentra interestratificada con lutitas carbonosas de color negro alfresco y tonos pardos al intemperismo. Su espesor vara de 50 a 350 [m] en el rea dela Provincia Tampico-Misantla y presentando un cambio de facies a Formacin La

Casita constituida de limolitas calcreas y glauconticas.

La Formacin Pimienta es considerada como la principal roca generadora de laProvincia Tampico-Misantla y forma parte del sistema transgresivo megaregional delJursico Superior Tithoniano.


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Cretcico Inferior:

Formacin Tamaulipas Inferior (Berriasiano-Aptiano Inferior): Calizas color caf,capas de bentonitas y calcarenitas con tintnidos. Su espesor vara de 300 a 500 [m] enla regin, Muir (1936) la divide en Tamaulipas Inferior, Horizonte Otates y Tamaulipas

Superior, teniendo como localidad tipo el Can de la Borrega. La edad de estas rocascorresponden al Berriasiano-Barremiano por su contenido faunstico: Calpionellopsisoblionga, Tintinnopsella longay Nannoconus steinmanni. Su depsito se llev a caboen un ambiente marino de cuenca.

Cretcico inferior-Cretcico superior:

Formacin Tamaulipas Superior-Tamabra-El Abra (Albiano-Cenomaniano): LaFormacin Tamaulipas Superior, est constituida por calizas color caf, en partesarcillosa y con ndulos de pedernal negro, su espesor es de aproximadamente 400[m]; se acumul en un ambiente de plataforma externa a cuenca y se caracteriza por

ser almacenadora de aceite en calcarenitas y fracturas.

La Formacin Tamabra regionalmente tiene forma de cua con una anchura que va de10 a 15 [km] y cuyo espesor en la parte oriental puede alcanzar los 400 [m]; secompone de brechas con fragmentos de calizas prearrecifales. Para los extremos nortey sur de la plataforma, estas rocas fueron erosionadas totalmente por lospaleocaones Bejuco-La Laja y Chicontepec, respectivamente. Corresponden con unabuena roca almacenadora.

La Formacin El Abra, est compuesta de calizas biognicas arrecifales y de laguna,

son rocas carbonatadas parcialmente dolomitizadas. En su facies arrecifal se componepor bancos tipo biohermas que varan de espesor, est constituida por caprnidos,gasterpodos, algas y corales. Para la facies lagunar, se encuentran wackstone debioclastos, pellas y mililidos, Grainstone de mililidos, ostrcodos y con desarrollosde bancos arrecifales tipo biostromas. Forman excelentes rocas almacenadoras.

Cretcico Superior:

Formacin Agua Nueva (Turoniano): Secuencia calcreo-arcillosa con pedernal ybentonitas. Su contenido faunstico caracterstico es de Globotruncanasy su ambientede depsito corresponde a facies de mar abierto de poca profundidad, poca

oxigenacin y escasa energa.

Formacin San Felipe (Coniaciano-Santoniano):Calizas arcillosas y lutitas bentnicasde color azul verde. Litolgicamente est compuesta de una alternancia de mudstone,calizas arcillosas color gris verdoso, en capas de 10 a 20 [cm]. Su edad es delCampaniano-Maastrichtiano, definida por los fsiles Globotruncanas, en susdiferentes especies.


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Formacin Mndez (Campaniano-Maastrichtiano): Depsito de lutitas y margasverde de un ambiente de plataforma externa. En este perodo la sedimentacin delmargen pasivo se termin por el inicio de los efectos de la Orogenia Laramide queorigin la SMO.

Paleoceno: Para este perodo, y como consecuencia del levantamiento de la Sierra MadreOriental, se form una gran depresin llamada antefosa de Chicontepec, en la cual hubo ungran depsito de sedimentos terrgenos y que hoy en da forman el Grupo Chicontepec yVelasco. En general, el Paleoceno est constituido por lutitas caf y gris verdoso, areniscasgris verdoso y algunas intercalaciones de margas arenosas.

Eoceno (Chicontepec Superior o Chicontepec Canal): En este perodo sucedieron procesos detipo regresivo que depositaron sedimentos arcillo-arenosos, depositndose la principal rocaalmacenadora Terciaria compuesta por turbiditas (areniscas y lutitas) de color gris, azul y caf.Las rocas arcillosas que se sobreponen son de la Formacin Guayabalque corresponden conuna roca sello y areniscas y conglomerados de ambientes deltaicos (Fm. Tantoyuca) que se

encuentran en el Eoceno superior relacionados con el cierre de la orogenia Laramide.

Oligoceno: El levantamiento regional de la porcin occidental ocasion que la sedimentacinocurriera solo en reas distales. Esto como consecuencia de descarga isosttica del cinturnplegado de la Sierra Madre y un gran abombamiento trmico debido a la actividad volcnicadel Terciario. Su litologa consta de lutitas y areniscas de ambientes nerticos internos con lapresencia de algunos arrecifes pequeos.

Mioceno: Consiste de lutitas, areniscas y algunos lentes de conglomerados depositados enambientes de aguas someras o de ambientes transicionales.

Reciente: Se representa por algunos depsitos cinerticos, rocas baslticas y abundantematerial de aluvin.


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3. Aplicacin del Modelado de Sistemas Petroleros a la evaluacin de plays de recursos

no convencionales de aceite y gas en lutitas.

El objetivo del modelado de sistemas petroleros, es caracterizar los elementos y procesosgeolgicos en las cuencas sedimentarias que ocurrieron a travs del tiempo para predecir la

ubicacin de acumulaciones de hidrocarburos convencionales y no convencionales en unacuenca.

En el presente trabajo se enfoc al modelado de aceite y gas de lutitas en el rea ML,perteneciente a la Provincia de Tampico-Misantla.

Plays No Convencionales

El concepto deplay no convencional abarca todos los elementos y procesos que favorecen seforme un yacimiento de gas y/o aceite, por lo que se evala la: roca generadora, rocaalmacn, trampa, y los mecanismos de generacin-acumulacin funcionando

confinadamente, lo que favorece la capacidad de almacenar importantes cantidades dehidrocarburos en nano y micro poros; corresponden con rocas sello y almacninterestratificadas en la misma secuencia estratigrfica, es decir, en la misma roca generadora.En estos casos la acumulacin de aceite, gas y agua no est restringida por las leyes degravedad.

Corresponde con un sistema de rocas compactas carbonatadas y/o siliciclsticas de bajapermeabilidad intercaladas con arcillas ricas en materia orgnica y con adecuada madureztrmica.

Los yacimientos de hidrocarburos no convencionales incluyen el gas en areniscas compactas,el gas carbn, los hidratos de metano, las lutitas/areniscas bituminosas y el aceite-gas enlutitas (shale oil-gas).

Sus principales caractersticas son:

Cubren grandes reas y, por lo general, presentan mltiples ambientes deposicionalesy heterogeneidades laterales.

Tienen baja porosidad y permeabilidad, y a menudo estn naturalmente fracturados. La roca generadora y el yacimiento son los mismos. No se aplican en ellos los conceptos de patrones de migracin, trampas y sellos.

El gas se almacena por adsorcin. Los registros de pozos proveen respuestas parciales y se requiere un fuerte apoyo del

anlisis de ncleos de roca, tanto en pozos verticales como horizontales.

-Gas en arenas de baja permeabilidad:

Son rocas arenosas de muy baja permeabilidad y que debido a ello la migracin es a cortadistancia; el sello es capilar y las trampas son por anomalas de presin. No es un


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reservorio convencional por lo que su permeabilidad es menor de 0.001 mD y requiere defracturamiento y agentes apuntalantes para mantener abiertas las fracturas inducidas.

-Gas de lutitas (shale gas):

Roca generadora con un alto contenido de materia orgnica que ha superado la ventanade generacin de hidrocarburos (lquidos) y solo contiene gas; su procedencia es la lutita(shale). Las lutitas son un conjunto de rocas sedimentarias compuesta por partculas deltamao de la arcilla y del limo. Una definicin estrictamente geolgica de lutita es rocaconsolidada con ms del 67% de materiales correspondientes al tamao de arcillas, los

cuales son compuestos laminados cuyas partculas son menores a

[mm]. Estas rocas

detrticas de grano fino constituyen ms de la mitad de todas las rocas sedimentarias yestos sedimentos arcillosos que conforma a las lutitas se depositan principalmente enambientes sedimentarios marinos o de transicin, por ejemplo: las llanuras de inundacin,estuarios, lagunas, pantanos, segmentos distales en abanicos aluviales, deltas y abanicossubmarinos; fondos de lagos y cuencas marinas. Las laminaciones (


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Contenido de gas: >100 [scf/ton] Madurez trmica (Ro): 0.7 a 2.5 Permeabilidad: de micro a nano (menor de 0.001 [mD]) Porosidad: >2% Contenido Orgnico Total (COT): >2% Contenido de arcilla:


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Simultneamente, alrededor de las partes altas o poco sumergidas (islas) los sedimentos deesta edad cambian transicionalmente a una unidad basal de limolitas, areniscas yconglomerados calcreos, facies carbonatadas bioclsticas someras y siliciclsticas costerasde la Formacin La Casita.

4.2 Plays no Convencionales de aceite y gas de Lutitas

Jursico Superior Tithoniano (Formacin Pimienta)

Como se mencion en un inicio, el objetivo de la Coordinacin fue caracterizar el play noconvencional Pimienta, una de las rocas generadoras ms importantes en la regin Norte dePEMEX.

Formacin Pimienta

Localidad tipo: 1[km] al norte del rancho La Pimienta, ubicado al SW de Tamn, SanLuis Potos (Suter, 1990).

Caractersticas principales del play Ventana del aceite y gas COT: 1- 8% Tipo de kergeno: II/III Complejidad estructura geolgica: baja

Litologa: estratos delgados de caliza arcillosa negra, ligeramente piritizada, conintercalaciones de lutitas negras.

Espesor:3-485 [m]

Figura 4. Facies sedimentarias Tithoniano para el rea de ML, el rea ms clara repre

senta facies tipo rampa y las ms obscuras facies de cuenca (PEMEX, 2012)

Facies de cuenca

Facies de rampa


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Distribucin: Esta unidad se encuentra distribuida en el rea de Tamn, San Luis Potos y RoApulco, Puebla (Cant-Chapa, 1971). Asimismo, se encuentra al oriente de Mxico, desde laporcin sur de la Cuenca de Burgos y reas adyacentes de la Pennsula de Tamaulipas, ascomo en el frente de la Sierra Madre Oriental. Lpez-Ramos (1979) menciona que sedistribuye intermitentemente a lo largo de la Sierra Madre Oriental desde Teziutln hasta el

sur de Galeana, Nuevo Len; puede apreciarse en los grandes caones de los ros Vinazo,Carpinteros y Moctezuma. Esta formacin tambin se encuentra en los anticlinorios deHuayacocotla, Villa Jurez y Huizachal. En subsuelo se ha reportado su presencia sobre laPlataforma Valles-San Luis Potos a una profundidad de 1857 [bmr] (Carrillo-Bravo, 1971) y ennumerosos pozos de la Provincia Tampico-Misantla.

Fauna: Calpionella alpina, Crassicolaria intermedia y Nannoconus brionnimani.

Edad: Jursico Superior Tithoniano.

Su ambiente de depsito, vara de plataforma externa a cuenca de aguas tranquilas, claras y

salinidad normal, con baja energa, relativamente profundo, reductor, con aporte deterrgenos y un alto contenido de materia orgnica (Figura 5). Para la Formacin Pimientavemos ambientes de cuenca en reas restringidas y para la Formacin La Casita vamos atener ambientes de aguas someras ubicados en los paleoaltos. En general vara de rampa acuenca de aguas tranquilas, claras y salinidad normal, con baja energa, relativamenteprofundo, reductor, con aporte de terrgenos y un alto contenido de materia orgnica.

Figura 5. Representacin esquemtica de los ambientes para el Jursico Superior Titoniano,mostrando tanto las batimetras para cada Formacin as como su contenido faunstico.(PEMEX, 2011).


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El rea de estudio comprende la porcin norte de la Provincia Tampico-Misantla, con un reaaproximada de 25,000 [km2], limitada en la porcin norte de la Ciudad Tampico y en laporcin sur de la Ciudad de Tuxpan (Figura 6).

4.2.2 Sistema petrolero

Provincia Tampico-Misantla

En el contexto geolgico podemos definir una roca generadora como una roca sedimentariacon suficiente materia orgnica para generar y expulsar hidrocarburos por influencia de latemperatura durante su sepultamiento en el subsuelo.

El promedio del COT es 2.2% en las rocas generadoras mesozoicas de la Provincia Tampico-Misantla y el ndice de Hidrogeno promedio alrededor de 500 mgHC/g COT; esta riquezaorgnica se encuentra depositada en 12 grabens a lo largo de la provincia, los cualesconforman los principales focos generadores de hidrocarburos (Figura 7 y 7.1).

rea ML

rea ML

Provincia Tampico-Misantla

Figura 6. Mapa de ubicacin del rea de estudio ML (PEMEX, 2011)


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0

10 0

20 0

30 0

40 0

50 0

60 0

70 0

80 0

90 0

1000

400 420 440 460 480 5

Kerogeno Tipo I

Kerogeno Tipo III

Kerogeno Tipo II

T max( C)

IH(mgH

C

/gCOT) Kimmeridgiano

Tithoniano

Oxfordiano

Diagrama IH vs Tmax

Tipo I y II

Tipo de Kergeno

El kergeno como se llama a la materia orgnica diseminada en las rocas sedimentarias esinsoluble en solventes orgnicos. Este ha sido clasificado en cuatro grupos, cada uno de loscuales aporta un tipo especfico de hidrocarburo (aceite o gas).

Tipo I: Producto de la fertilizacin de material algceo y que durante su maduracin trmicagenera principalmente aceite. Su IH vara entre 600 y 1200 mgHC/gCOT.

Tipo II: Material orgnico de origen marino y terrestre que genera aceite y gas. Su IH varaentre 300 y 600 mgHC/gCOT.

Tipo II/III: Es una mezcla de material orgnico marino terrestre que genera aceite y gas con unIH de 200-300 mgHC/gCOT.

Tipo III: Material orgnico terrestre, especialmente de tipo maderceo que genera

principalmente gas seco (metano) y hmedo, con IH


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Caractersticas de las rocas generadoras

Kergeno IKergeno IIKergeno III

0 2 0 0 4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 0 0 0 1 2 0

Indice de Hidrgeno (mgHC/gCOT)

-550

-525

-500

-475

-450

-425

-400

-375

-350

Temp. Max. de Pirlisis (C)

Thithoniano

Kimmeridgiano

Oxfordiano

5. Metodologa y Tcnicas de Modelado de Sistemas Petroleros

El flujo de trabajo inicia con la compilacin, anlisis e integracin de informacin, cuyo

resultado es una base de datos tcnicos, que es la fuente para la elaboracin del marcotectnico regional, marco estructural y estratigrfico, delimitacin del play, identificacin ymapeo de los componentes del play. En el play no convencional se tiene la presencia dehidrocarburos, la riqueza orgnica, la madurez trmica del kergeno, espesores y aspectosestructurales de las rocas generadoras. Por ltimo se lleva a cabo una evaluacin volumtricay la jerarquizacin del rea, identificacin de oportunidades y localizaciones exploratoriaspara probar el play, lo cual se presenta a travs de un informe final (Figura 8).

Figura 7.1. (Arriba) Caractersticas geoqumicas de las rocas generadoras del Jursico Superior(Formaciones Santiago (Oxfordiano), Tamn (Kimmerdigiano) y Pimienta (Tithoniano) de laProvincia Tampico-Misantla; (Abajo) Grfica resaltando los valores del sistema petrolero para laFormacin Pimienta (PEMEX, 2012).


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5.1 Metodologa

El modelado de sistemas petroleros, consiste en la simulacin numrica 1D, 2D, 3D de lageneracin, expulsin, migracin, acumulacin y preservacin de hidrocarburos en lascuencas sedimentarias. En general, la metodologa del modelado de sistemas petroleros serealiza en las siguientes etapas:

Construccin del modelo 1D,2D y 3D Calibracin

Corrida de escenarios Escenarios: ms probable, pesimista y optimista

Para poder realizar modelado, ya sea en 1D, 2D o 3D, es necesario el almacenamiento y larecoleccin de la historia de la cuenca, caractersticas estructurales, estratigrficas,geoqumicas, petrogrficas, etc. La informacin utilizada para el Play No ConvencionalJursico Superior Pimienta evaluado fue la siguiente:

Cimas de 584 pozos que atravesaron la Formacin Pimienta de alta resolucin 1184 muestras de roca estudiada por Rockeval

479 pozos con registros (SP,GR) 290 Registros Snicos 99 Registros de Densidad 192 ncleos en Pimienta 524 datos de densidades de aceite (API)

VOLUMETRA:Recursos de HC por secuencia(Play): (Ubicacin, Tipo, Cantidady Calidad de HCs)

SALIDA

VISUALIZACIN 1D / 2D / 3D:Madurez, Migracin y Acumulacinde HCs.

Gas Aceite

Composicin HCs

APIRGATemp.,Presin de Poro

CONSTRUCCIN DEL MODELO

CLCULO DEL MODELO

SIMULACIN

CALIBRACINTERMOBRICA&CINTICA

Gas Oil

reas de Drene y Acumulacin

ROCA GENERADORA

ALAMACN

SELLO

INTERPRETACIN

ELABORACIN DE SECCIONES YMAPAS

INTEGRACIN DE DATOSGEOLOGICOS DE POZOS,ESTRUCTURALES,ESTRATIGRAFICOS, PETROFISICOS,GEOQUMICOS Y PRODUCCIN(PVT)

ENTRADA

TRAMPA DE HCS

Fig.8 Flujo de trabajo para el modelado de sistemas petroleros


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5.1.1. Construccin del modelado 1D

Antes de realizar un modelado en 3D, es importante pasar por el modelado 1D. En l, secaracteriza el comportamiento del sistema petrolero de manera muy puntual.

Esta etapa, consta de:

-Carga de datos

Primeramente se carga toda la informacin disponible por pozo (Figura 9); coordenadas,datos de perforacin (elevacin de la mesa rotaria, profundidad total), columna geolgicacompleta, datos de calibracin (para el caso de estudio se contaba con temperatura mxima,temperaturas de fondo, porosidades y valores de reflectancia).

Posteriormente se construye el modelo, creando un nuevo proyecto en el software en 1D,introduciendo al paquete de modelado la siguiente informacin:

Estratigrafa: columna geolgica completa con su cima, base y espesor para cadaformacin.

Litologa: en este punto es importante asignar para cada capa su litologa ya que sucomposicin y mezcla tendrn efectos en los resultados del modelado ya que afectansus propiedades fsicas (conductividad, porosidad, permeabilidad) y se ver reflejadoen la generacin de hidrocarburos.

Propiedades de la roca generadora: Carbono Orgnico Total (COT): Es la medida del total de carbono contenido en

la roca madre, este parmetro sirve para diferenciar las rocas generadoras en

la columna geolgica.

Cintica: Se refiere a la energa de activacin necesaria para la generacin dehidrocarburos. Es llevar una roca inmadura a las condiciones necesaria deenerga para que la materia se torne madura.

IH: Se obtiene a partir de la relacin entre el hidrgeno y el TOC; se definecomo 100xS2/TOC. El IH es proporcional a la cantidad de hidrgeno contenidoen el kergeno y un IH alto indica un mayor potencial para la generacin depetrleo. El tipo de kergeno tambin puede inferirse de este ndice.

Madurez trmica: Temperatura mxima de pirolisis (Tmax).

El modelado de cuencas y sistemas petroleros consta de dos etapas principales: la

construccin del modelo y el modelado directo. La construccin del modelo implica laconstruccin de un modelo estructural y la identificacin de la cronologa de la depositacin ylas propiedades fsicas de cada capa. El mtodo de modelado directo ejecuta clculos sobre elmodelo para simular el sepultamiento de los sedimentos, los cambios de presin ytemperatura, la maduracin del kergeno y la expulsin, migracin y acumulacin dehidrocarburos. Mediante la calibracin se comparan los resultados del modelo con lasmediciones independientes a fin de permitir el refinamiento del modelo.


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Figura 9. Pasos mltiples e interrelacionados del proceso de modelado de cuencas y sistemas petroleros(Hernndez, 2014)

Calibracin: Temperatura, Ro, anlisis defluidos, vol. de yacimiento

Calibracin cintica

Anlisis de flujo termal y componentes cin

ticos de los parmetros de calibracin

Generacin, adsorcin y expulsin de petrleo

Anlisis de fluidos y composiciones de fases

Migracin de petrleo

Resultado y evolucin del riesgo

Com onentes volumtricos de los acimientos

Depositacin:Sedimentacin,erosin, asignacin de eventos

geolgicos

Clculo de presin y compactacin

Datos geoqumicos:

Temperatura, tipo deKergeno, riquezaorgnica (COT), madureztrmica, componentescinticos.

Condiciones de borde:

Historia de flujo termal,temperatura de superficie,

paleo-profundidad delagua.

Secuencia cronolgica de losprocesos de depositacin, erosin,discontinuidades estratigrficas,eventos tectnicos, compactacin.Paleontologa, mtodos de datacinradiomtrica mecanismos deinversin, propiedades de las rocas yfluidos.

Geometra y estratigrafa:

Mapa de profundidades o espesor, y geometra ysecuencias cronolgicas de fallas, obtenidas a partir dedatos ssmicos, de teledeteccin, electromagnticas,gravimtricas, de afloramientos y de registro de pozos


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En la figura 10 se muestran algunos criterios para poder caracterizar a la roca generadora.Principalmente, estos criterios estn basados en anlisis geoqumicos que se realizan enmuestras de rocas, ya sea mediante los recortes obtenidos durante la perforacin conncleos de los pozos que se encuentren dentro del rea de inters.

Calidad de larocageneradora TOC%

Pico S2 de pirlisis, mgde hidrocarburos/g deroca Peso de EOM, % Hidrocarburos;

ppNo generadoras 10

-Condiciones de frontera trmicas:

Delimitacin de las curvas (Figura 11):PWD- Paleo WaterDepth: Batimetras correspondientes a cada edad, la relacin esprofundidad [m] contra tiempo [Ma].

SWIT- Sediment-Water Interface Temperature [C/Ma]: Se refiere a la evolucin de latemperatura conforme se va dando la sedimentacin a lo largo del tiempo geolgico.

HF- HeatFlow [(mW/m2)/Ma]: Es la cantidad de calor que pierde el planeta por unidadde superficie y tiempo. ste se calcula como el producto del gradiente geotrmico y laconductividad trmica del medio.

Etapa Tmaxndice de la generacin de

petrleo

Kergeno Tipo I ~445C

Kergeno Tipo I ~435C

Kergeno Tipo I ~440Cndice de la generacin de gas ~460C

Tipo de producto IHGas 50-200

Gas y petrleo 200-300

Petrleo >300

Figura 10. Criterios de evaluacin de las rocas generadoras (PEMEX, 2012)


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La grfica superior (Figura 11) es la representacin a travs del tiempo de las condiciones

batimtricas. La grfica de en medio, representa las condiciones de temperatura durante lasedimentacin a lo largo del tiempo y finalmente la grfica inferior es la representacin de laprdida de calor en el tiempo. Estas grficas, sirven para calibrar el modelo 1D una vez que secorri. Para la grfica SWIT el programa permite manejar condiciones ya estndardependiendo de la ubicacin geogrfica. De igual forma, para HF hay valores ya establecidos anivel mundial, sin embargo, va a depender mucho de las caractersticas del rea de estudio.

El flujo de calor (Heat Flow)juega un papel importante, ya que serel calor necesario para latransformacin de la materia por lo que su calibracin es relevante a la hora del modelado. Anivel mundial, el flujo de calor a los 0 Ma no puede ser menor de 35 C y para la Provincia

Tampico-Misantla de 30C.

-Simulacin

Una vez cargada toda la informacin y establecidas las condiciones frontera, se procede acorrer el modelo. De no calibrar el modelo resultante con lo observado mediante datosdirectos (Temperatura, madurez), se tiene que analizar la informacin, rectificar los datos decalibracin, calibrarlos y modelar nuevamente.

Figura 11. Representacin de las condiciones lmite para el modelado 1D (Hernndez, 2013)


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Si el modelo es coherente, con l se podr entender el sistema petrolero y predecir las reasde inters exploratorio; cul ser la roca generadora, la roca almacn, el sello; cmo funcionala trampa, la relacin de la transformacin de la materia, migracin y su sincrona con lasformaciones de la trampa.

En las figuras 12 y 13 se muestra el modelo 1D para el pozo A en donde se aprecia lahistoria de sepultamiento a travs de tiempo. Resaltado se indica el horizonte del Tithonianoen donde se muestran las diferentes entradas a las ventanas de generacin de aceite ligero,medio y pesado. Por su parte en la grfica inferior se muestra el comportamiento de la curvapara la transformacin de la materia en relacin al tiempo, esto quiere decir, cunto de lamateria orgnica (en porcentaje) se ha transformado a lo largo del tiempo geolgico.

Figura 12. Curva de sepultamiento para el pozo Adelimitado para el Tithoniano. Se muestran las diferentesentradas en relacin al valor del %Ro. Se indica la curva de la relacin de transformacin de la materia enrelacin al tiem o Hernndez, 2013

0.55 %Ro a 108 Ma

0.70 %Ro a 79 Ma

1.00 %Ro a 53 Ma

1.05 %Ro


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5.1.2 Construccin de modelado 2D

El modelado en 2D, consiste en la integracin del modelado en 1D con informacin geolgicay geofsica en seccin, tomando como referencia una serie de pozos. La construccin de unmodelo en 2D requiere:

-Carga de datos

Geometra: Fallas, horizontes y la malla Estratigrafa: Asignacin de edades por horizonte Litologas y facies: editar las litologas asociadas al rea, definir sus facies y asignar

cada una de ellas Propiedades de la roca generadora: cinticas Fallas: comportamiento y propiedades de las fallas presentes Erosin: definir, asignar y definir el mallado

-Definir condiciones frontera

Al igual que en el modelado en 1D se definen y asignan las tres principales condiciones lmite;PWD, SWIT y HF.

-Simulacin, datos de salida y calibraciones

Por ltimo, una vez asignados todos los datos, se corre el modelo para poder visualizar sucomportamiento y caractersticas. Posteriormente se calibra con las temperaturas, el Ro y las

Figura 13. Grficas de Temperatura, Ro y TR para el pozo A(Hernndez, 2013)

1.03% Ro 250

80% TR


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Figura 14.Pozos seleccionados en el transecto para el modelado en 2D. Izquierda, PreGrid del transectodonde se delimita cada uno de los horizontes correlacionando picks de cada pozo en conjunto con laimagen de la seccin (Hernndez, 2013)

presiones de cada pozo para poder restaurar de acuerdo a las condiciones iniciales dedepsito y adquirir el modelo 2D en su totalidad

En la figura 14 se visualizan los pozos cargados que cortan la seccin que se va a modelarjunto con los picks que cada pozo cort hasta la profundidad total. Posteriormente se carga

una imagen de la seccin y se trata de escalar de forma que coincida con los pozos que ya sehan cargado. De esta forma, una vez escalada la imagen se delimitan cada uno de loshorizontes; si la seccin que se va a modelar presenta fallas tambin se tienen que delimitar.

Como resultado se va a adquirir el modelo de la seccin en donde se le tendr que asignar acada horizonte su correspondiente litologa. En la imagen anterior se observa el resultadoprevio a la corrida de la seccin con sus litologas asignadas junto con su columna geolgica ylas fallas presentes (Figura 15).

Figura 15. Visualizacin previa del modelado, con edades asignadas y resultado final delmodelo con edades, fallas y litologas asignadas (Hernndez, 2013)


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5.1.3 Construccin del modelado 3D

Esta etapa consta en la carga de toda la informacin con la que se cuenta, la ms relevante esla tectnica, estructural, estratigrfica, geoqumica y petrofsica de cada capa que compone elmodelo.

5.1.3.a Carga de datos

Se inicia con la construccin del modelo creando un proyecto en el software, en el cual segener un modelo geolgico 3D al que se le carg la siguiente informacin:

Quince mallas estructurales que integran el modelo que van desde el basamento

hasta la superficie topogrfica, las cuales fueron divididas con el objeto de representar

la distribucin de facies, generando 18 capas en total.

Dieciocho mapas de facies para cada secuencia que integran la columna geolgica

Polgonos de fallas interpretadas en el basamento.

Mapas de distribucin de carbono orgnico total e ndice de hidrgeno para las rocas

generadoras del Jursico Superior Tithoniano.

Pozos con informacin geolgica para la calibracin del modelado geolgico

(Porosidad, Presin de Poro, Temperatura, Densidad, etc.)

Integracin de la informacin de las condiciones lmites que incluyen mapas de paleo

batimetra, temperaturas de interface agua-sedimento y mapas de flujo de calor.

-Insumos:

-Ssmica.

El rea ML abarca 970 [km2] de informacin ssmica 3D, as como 15.674 [km] de informacinssmica proveniente de lneas ssmicas 2D disponibles.

Para la interpretacin ssmica-estructural del rea de estudio, se realiz una correlacin detransectos regionales (TR-3, TR-4, TR-5, TR-6 y TR-14) que estn dentro del rea (Figura 16).

Como resultado de la interpretacin realizada, se caracterizaron 13 secuencias sedimentariasque van desde el basamento hasta el Oligoceno Superior.


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-Marco BioestratigrficoAl igual que en la ssmica, se realiz una recopilacin, anlisis y evaluacin de informacin dereportes micropaleontolgicos operativos en expedientes de pozos, en reestudios y en datoscargados en una base de datos con la que se cuenta dentro de PEMEX (Figura 17).

Los estudios bioestratigrficos se refieren a la caracterizacin faunstica y florstica de facies yde su significado en trminos cronoestratigrficos de paleoambientes sedimentarios. Integrala interpretacin de aspectos sedimentolgicos y bioestratigrficos de diferentes gruposfsiles, principalmente foraminferos, algas, nanoplancton, palinomrfos y otros gruposcaractersticos de los diferentes ambientes sedimentarios.

Con los resultados que se adquirieron se establecieron cimas y bases para el play Pimienta yse correlacionaron estos plays en secciones estratigrficas e identificaron a nivel dehorizontes ssmicos.

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!

Nexpa-1

Llave-3Llave-1

Jurel-1 Erizo-1

Tuxpan-3

Cordon-1

Tiutzen-1

Solis-200

Mellizo-1

Maguey-2a

Guayal-1a

Guasima-1

Durazno-1

Celis-101

Tecolote-1

Tanquian-1

Tamuin-101

Pastoria-1

Higueron-1

Tlacolula-9

Tanceme-102

Tamelul-101

Corralito-1

Santa ines-3

Pitahaya-103

Bugambilia-1

San nicolas-3

Cincuenta-200Chila perez-1

Zacatianguis-1

Raya obscura-4

San manuel-1001

Juana ramirez-1

Loma de indios-1

Cerro Azul

Ebano

Tampico

Tempoal

Tuxpam

520000

520000

560000

560000

600000

600000

640000

640000

680000

680000

3

0000

2320000

350000

2350000

380000

2380000

10000

2410000

0000

2440000

0000

2470000

Leyenda

! Pozos que cortaron Pimienta

Transectos regionales

Limonaria-Maguey

0 10 205Km

G o l f o d e M x i c oG o l f o d e M x i c o

Figura 16. Transectos regionales dentro del rea de estudio ML


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Figura17.Tablabiocronoestratig

fica(PEMEX,2012)


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-Creacin de la base de datos con informacin de pozos.

Se integr una base de datos con informacin de pozos en el editor Wells, el cual contienelas coordenadas geogrficas, elevacin del terreno, elevacin de la mesa rotaria, profundidadtotal e informacin para calibrar el modelo. As como profundidad de cimas de las secuencias

sedimentarias, presin de poro, temperatura de fondo, porosidad, permeabilidad, densidad,etc.

Se cargaron cuarenta pozos con informacin de temperatura, trece pozos con datos depresin de poro y las oportunidades exploratorias del Jursico Superior Titoniano; as comoinformacin de los pozos para calibrar la porosidad y densidad.

-Productos:

-Mapa de facies sedimentarias.

Una vez interpretada la ssmica sumada con la informacin de pozos exploratorios, el marco

bioestratigrfico y estudios previos de los grupos de plays, se pudo correlacionar lainformacin y generar 14 mapas de facies sedimentarias correspondientes a cada secuenciasedimentaria que conforman la columna geolgica del rea de estudio ML; estos mapas sonde utilidad para representar los ambientes de depsito y la distribucin de faciessedimentarias dentro de un contexto geolgico regional (Figura 18).

-Asignacin de nombres, edades y subdivisiones de secuencias sedimentarias

Se asign nombre y edad a cada una de las secuencias sedimentarias que integran el modelogeolgico; es importante, ya que al momento de simular los procesos del sistema petrolero

afectan en gran medida su secuencia cronolgica, reflejndose en el momento en el que loshidrocarburos son generados, migrados, entrampados y preservados.

Posteriormente, se subdividieron las secuencias sedimentarias para definir y representar ladistribucin de elementos del sistema petrolero.

-Edicin de geometras de las superficies estructurales.

Esta etapa inici con la edicin de la geometra de las superficies estructurales para el modelogeolgico actual, revisando que las superficies estructurales no se traslapen unas con otras yque representen de manera adecuada el modelo geolgico.


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Posteriormente se debe de tener un buen control de la geometra del modelo geolgico atravs del tiempo, esto, es mediante la generacin de paleo espesores para cada secuenciasedimentaria (Figura 19).

Eoceno Tar do Oligoceno Tar do Reciente

J. Medio Inferior J. Tardo Kimmeridgiano J. Tardo Tithoniano

Cretcico Temprano Cretcico Medio Cretcico Tardo Turoniano Cretcico Tardo Campaniano Cretcico Tardo Maastrichtiano

Paleoceno Tardo

J. Tardo OxfordianoJ. Medio Caloviano

Figura 18. Mapa de facies sedimentarias integradas e interpretadas a partir dessmica 2D y pozos exploratorios

Figura 19. Modelos geolgicos corregidos con paleo espesores para cada edad delrea de estudio


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Correccin de superficies:En la figura 20 se observa tanto la lnea de seccin vista en planta yde perfil, donde se ve reflejado como uno de los horizontes cruza de manera irregular loshorizontes superiores.

Con ayuda de los pozos que corta la seccin, y la interpretacin estructural se realiz lacorreccin (Figura 21).

Para la correccin de superficies en ocasiones es necesario ir visualizando malla por malla, eltamao de la malla se ver reflejado en la calidad de la imagen, entre ms cerrada la mallamejor calidad pero a la hora de correr el modelo tomar mucho ms tiempo y viceversa. Enla figura 22 se observa la siguiente seccin (siguiente malla) en donde se va reflejando elcomportamiento de los horizontes.

Fig. 21

Fig. 22

Figura 22. Siguiente transecto, se puede irvisualizando el comportamiento de cadasuperficie.

Fig. 20

Figura 20. Ubicacin del trazo de la lnea deseccin y seccin en 2D con pozos que cortan elrea, se pueden visualizar algunos cruces entrehorizontes (sealados con las flechas).

Fig. 20

Figura 21. Seccin editada medianteinformacin del rea y columnas de pozosdentro de la seccin.


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Vista en 3D de la misma seccin, donde se pueden observar las superficies y de igual formaalgunos artefactos (picos anmalos). Se necesita seleccionar la superficie correspondiente yeditarla (Figura 23).

-Definicin y asignacin de facies.

Las facies son grupos de rocas con litologas distintivas depositadas en un mismo ambientesedimentario, con propiedades similares como porosidad, presin y temperatura y que a suvez se ver reflejado en cada elemento del sistema petrolero.

En este paso, se inici con la carga y definicin de facies sedimentarias para cada capa queconforma el modelo geolgico en formato shapefile (.shp), las cuales fueron previamenteintegradas en un sistema de informacin geogrfico para delimitar los elementos del sistemapetrolero (roca generadora, almacn, sello y sobrecarga). A continuacin, se cre un grupo delitologas para cada edad y ambiente de depsito en el editor de litologas dentro delsoftware. Posteriormente se asignaron las litologas propias para cada facies sedimentaria y asu vez cada facies se asign a su correspondiente capa sedimentaria que integra el modelogeolgico, caracterizando los elementos del sistema petrolero asignndolas al modelo actualy a cada una de los paleo-modelos que integran el modelo geolgico.

-Definicin de condiciones frontera del modelo geolgico.

Concluyendo la etapa de asignacin de facies sedimentaria se prosigue con la asignacin decondiciones frontera del modelo como de los siguientes parmetros: Flujo de Calor,Temperatura de Interfase agua-sedimento y Superficies de paleo batimetras para estimar lahistoria trmica del rea de estudio ML.

Figura 23. Modelo en 3D reflejando un pico anmalo como resultadodel cruce de horizontes (PEMEX, 2012)


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Flujo de calor:Para el estudio del rea ML se definieron superficies de flujo de calorcorrespondientes al Jursico tardo (etapa de rifting), Cretcico tardo (Margen Pasivo),Eoceno tardo (Orogenia/Antepas), Oligoceno tardo (Distensin post-orogenia) yReciente (Margen pasivo). La calibracin trmica se dio con los siguientes parmetrosde flujo de calor: En el Reciente (0 Ma.) con un rango de 44 a 50 mW/m2para el

Cretcico Tardo (65 Ma.) el rango vara de 60 a 65 mW/m

2

y en Jursico medio (160Ma.) de 90 a 95 mW/m2. Superficie de temperatura de Interfase Agua-Sedimento:Al finalizar la etapa de carga

de superficies de flujo de calor, se continu con la carga de superficies detemperatura de la interfase agua sedimento que vara desde el Mesozoico alCenozoico, las cuales se construyeron a partir de las paleo batimetras regionalesgeneradas y la latitud en la que se encuentra el modelo regional.

Superficies Paleobatimtricas: Se integraron las superficies de paleo batimetras con lafinalidad de controlar la geometra de la profundidad del fondo marino para cadapaleo modelo geolgico que conforma el modelado: Jursico medio-tardo, Cretcicotemprano, medio y tardo, Paleoceno tardo, Eoceno tardo, Oligoceno tardo y

Reciente.

5.1.3.b Simulacin y calibracin de parmetros

Una vez concluida la construccin del modelo geolgico (definicin de condiciones lmite y lacaracterizacin de los elementos del sistema petrolero), el siguiente paso fue realizar lasimulacin numrica de los procesos del sistema petrolero y calibracin de parmetros. Lacalibracin consisti en el ajuste de los datos de salida del modelo geolgico con los datosreales obtenidos a partir de mediciones en los pozos:

-Calibracin baromtrica del modelo geolgico: Se inici la calibracin del modelo geolgicocon el parmetro de presin de poro, los cuales se controlaron con trece pozos que contabancon presin de poro, los cuales fueron calculados a partir del modelado geomecnico 1D paracada pozo. Para la calibracin fue necesario ajustar las curvas de compactacin y el esfuerzoefectivo de las litologas empleadas en las facies.

-Calibracin trmica del modelo geolgico: Se utilizaron como datos de referencia lastemperaturas de fondo de veinte pozos exploratorios. Los parmetros que tienen granimpacto en la etapa de calibracin son: Paleo flujo de calor, paleo temperatura de la interfaseagua sedimento y el tipo de litologa que integra la columna geolgica (aporte radiognico yconductividad trmica).

5.1.3.c Simulacin numrica de diferentes escenarios para las rocas

generadoras del Jursico Superior.

Una vez finalizada la etapa de calibracin termobrica de Modelo Geolgico, se inici lasimulacin numrica con los siguientes escenarios: el primero consisti en mantener todo elespesor de la roca generadora tanto del Jursico Superior (Formacin Pimienta), mientras que


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el segundo se subdividieron los espesores de la rocageneradora del Jursico Superior Tithoniano en dos cuerpos(A y B). Esta divisin de los cuerpos en las rocas generadorasse realiz en funcin del comportamiento de los registros derayos gamma que permiten delimitar las superficies de

mxima inundacin (Figura 24).

Los valores utilizados de carbono orgnico total (%COT) endice de hidrgeno (IH) para las dos rocas generadorasfueron mapas (COT e IH) y valores constantes de 5 % de COTy 600 de IH.

5.1.3.1 Madurez trmica, generacin, migracin, acumulacin y preservacin de

hidrocarburos.

-Roca Generadora Jursico Superior.

La roca generadora del Jursico Superior (Tithoniano) inicia con la ventana de generacin deaceite en la porcin occidental en el Cretcico tardo (65 Ma.) y avanza la madurez al oriente.En el Paleoceno tardo (54.8 Ma.); la porcin occidente lleg a la ventana de generacin degas hmedo y la porcin central entr a la ventana de generacin del aceite, mientras que enla parte oriental la roca generadora no se encontraba. Actualmente, la roca generadora delJursico Superior (Tithoniano) se encuentra en la ventana de generacin de gas hmedo en laporcin occidental del rea de estudio, pero para la mayora del rea ML est en la ventanade generacin de aceite.

Evolucin de la transformacin de la materia orgnica para la roca generadora del Jursico

Superior (Tithoniano).

La transformacin de la materia orgnica para la roca generadora del Jursico Superior inicien el Cretcico tardo (65 Ma) con un 30% de transformacin en la porcin occidental,mientras que el resto permaneci sin transformarse. En el Paleoceno tardo (54.8 Ma.) alOligoceno tardo (23.8 Ma.), la porcin occidental del rea de estudio continu con latransformacin de la materia orgnica con un 80%, es decir, que para este intervalo detiempo se lleg a la mxima transformacin de la materia orgnica. En el reciente se

Figura 24. Muestra la divisin del espesor de las rocas

generadora. El registro del lado izquierdo corresponde

al Jursico Superior Tithoniano


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encuentra principalmente al 100% de transformacin en la porcin occidental y en la partecentral vara de 50 a 20% de (Figura 25).

Evolucin de la saturacin de hidrocarburos en la roca generadora del Jursico Superior

(Tithoniano): Cuerpo B

La saturacin de hidrocarburos en la roca generadora del Jursico Superior inici en elPaleoceno tardo (54.8 Ma) en la porcin occidental avanzando hacia el oriente a travs deltiempo geolgico. Actualmente se tiene una saturacin del 90% en la mayora del rea deestudio, mientras que en la porcin noreste del rea de estudio vara de 40 a 60% (Figura 26).

Figura 26. Evolucin de la saturacin de hidrocarburos en la roca generadora delJursico Superior (Tithoniano) cuerpo B (PEMEX, 2012)

Figura 25. Evolucin de latransformacin de la materiaorgnica de la roca generadora delJursico Superior (Tithoniano)(PEMEX, 2012)


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Saturacin de aceite y gas en la roca generadora del Jursico Superior (Tithoniano): Cuerpo

B.

Actualmente la saturacin de aceite se encuentra distribuida en la mayora del rea deestudio. En la porcin occidental la saturacin de aceite vara de 0 a 30%, en la porcin norte

la saturacin de aceite que se tiene es de 40 a 60%. El resto del rea se encuentra en unintervalo de aceite del 80% al 95%.

En cuanto a la saturacin de gas, de sta se tienen dos reas en la porcin occidental cuyointervalo vara de 80 a 95% y a partir de esas reas la saturacin de gas desciende a valoresque varan de 70 a 30%. Para el resto del rea de estudio la saturacin de gas es casi nula yaque su rango es de 30 a 0% (Figura 27).

5.2 Extensin del Sistema Petrolero

5.2.1Extensin Geogrfica

Se define la extensin geogrfica del sistema petrolero por una lnea que circunscribe la zonade distribucin de los elementos del sistema petrolero (roca generadora-roca almacn) y losprocesos de generacin - migracin - acumulacin de hidrocarburos del sistema petrolero. El

rea de estudio abarca toda la extensin geogrfica del sistema petrolero (Jursico Superior)ya que toda ella est dentro de las ventanas de generacin de aceite y gas hmedo y contieneyacimientos comerciales de hidrocarburos como el gigante bano-Pnuco-Cacalilao.

Para la roca generadora del Jursico Superior inicia en la porcin occidental con la ventana degeneracin de gas hmedo, continuando con la ventana de aceite en la porcin centro y estedel rea de estudio.

Figura 27. Evolucin de la madurez trmica de la materia orgnica de la Rocageneradora del Jursico Superior (Tithoniano) (PEMEX, 2012)


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5.2.2 Extensin Estratigrfica

Es el espacio de unidades litolgicas que abarcan los elementos esenciales dentro de laextensin geogrfica del sistema petrolero. Las rocas generadoras estn distribuidas en elJursico Superior dentro de la ventana de generacin de gas hmedo en la porcin occidental

y aceite en la porcin centro y oriente del rea de estudio, la roca almacenadora stadistribuida con yacimientos del Albiano-Cenomaniano (El Abra-Tamabra), Cretcico Superior(San Felipe) y Paleoceno-Eoceno (Chicontepec).

Para la distribucin de la roca generadora del Jursico Superior se consider de la cima delbasamento hasta la base de la roca generadora del Jursico Superior como roca de infracargay de su cima hasta el Reciente como roca de sobrecarga.

5.2.3 Extensin Temporal

A partir de la tabla de sincrona del sistema petrolero (Figura 28) es posible visualizar las

relaciones temporales de los elementos (roca generadora, almacn, sello y sobrecarga) y losprocesos (generacin, migracin, acumulacin, preservacin y generacin de trampa) delSistema Petrolero.

En el rea de estudio ML, la roca generadora del Jursico Superior Tithoniano (FormacinPimienta) entra a la ventana de generacin de aceite en el Paleoceno tardo y se mantienehasta el Reciente en la misma. Tambin la roca generadora est funcionando como rocaalmacn y sello asociada a facies arcillosas con rocas del Cretcico. La roca de sobrecarga estrepresentada desde el Cretcico hasta el Oligoceno. Las acumulaciones de hidrocarburos enrocas del Jursico Superior (Formacin Pimienta) estn representadas por aceite y/o gas libre

en los espacios porosos (micro, nanoporosidad), fracturas y gas adsorbido en el kergeno yen las partculas arcillosas.

La roca generadora del Tithoniano inici la ventana de generacin de aceite en la porcinoccidente durante el Cretcico tardo, seguida de la ventana de generacin de gas hmedopara el Paleoceno tardo. Mientras, que para la porcin centro inici la ventana de generacinde aceite durante el Paleoceno hasta el Oligoceno y se mantiene hasta el Reciente en laventana del aceite.

Figura 28. Tabla elementos y procesos del Sistema Petrolero (PEMEX, 2011)

TIEMPO ( MA)144 65 60.9 54.8 37 5.3211.1

PALEOC. EOCENO OLIG. MED TARD.MIOCENO

NEOGENOELEMENTOS & EVENTOS

ROCA GENERADORA

ROCA ALMACN

ROCA SELLO

REGIMEN TECTONICO

CRETACICO P A L E O G E N O

0

QJURASICO

MARGEN PASIVOSUBSIDENCIA TERMICA,

Medio Superior

OROGENIA/ANTEPAS

159

ROCA DE S OBRECARGA

GENERACIONTURONIANO

MARGEN PASIVO

Diagrama de Sincrona Elementos del Sistema Petrolero

RIFTINGCONTINENTAL

98.9151

KO T TEMPR.

DISTENSINPOST-

OROGENIA

RIFTINGMARINO

16.433.7 23.828.849154

112

CENTRO

OESTE

ACEITE

GENERACIONTITHONIANO

GAS HUMEDOACEITE

CENTRO

OESTE

ACEITE

ACEITE GAS HUMEDO


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Conclusiones y recomendaciones

Durante mi participacin en el proyecto de Modelado Geolgico-Geoqumico adquirconocimientos y destreza en el manejo del software para modelado, as como la habilidad depoder asociar las diferentes ramas de la Geologa en la exploracin de yacimientos no

convencionales.

Cada propiedad petrofsica y cada caracterstica geoqumica son fundamentales en unsistema petrolero, del que se requiere realizar un anlisis detallado y constante para poderobtener resultados de mejor calidad, ya que al final, lo que la empresa busca es reducir elriesgo de incertidumbre y aumentar el nmero de reservas con yacimientos con grandesacumulaciones.

Se cumpli con los objetivos planteados, se integr y analiz la base de datos existente,utilizndose los parmetros de evidencias de hidrocarburos, espesor, profundidad, COT, Tmax,y se identificaron las areas prospectivas que renen las mejores condiciones geolgicas para

evaluar la productividad y probar el concepto Aceite-Gas en lutitas en la Formacin Pimienta.

Se realiz un modelo geolgico dinmico del rea de estudio ML, integrado por quincesuperficies sedimentarias que incluyen desde el basamento al reciente. El cual fue calibradocon los parmetros de presin de poro, temperatura, porosidad y densidad.

Se obtuvo un modelo 3D a partir de la simulacin numrica de presin de poro, temperatura,conductividad trmica, porosidades y densidad del rea ML.

En cuanto a las dimensiones del sistema petrolero, el rea de estudio abarc toda la

extensin geogrfica propuesta, ya que est dentro de la ventana de generacin de aceite ygas hmedo.

Para la madurez, se defini que se encuentra principalmente al 100% de transformacin en laporcin occidental y en la parte central va del 50 al 20% (madurez trmica) y en trminos desaturacin, la de aceite se encuentra distribuida en la mayora del rea de estudio conintervalos que van del 30 al 95% y para la de gas se caracterizaron dos reas, la occidental conintervalos que varan del 80 al 95% y el resto del rea con rangos de 30 a 0%.

Los resultados obtenidos de los anlisis geoqumicos (pirlisis, isotopos y biomarcadores) derocas, fluidos y gases de pozos anexos al rea de estudio, determinan que las rocas

generadoras del Jursico Superior en sus facies carbonatadas y carbonatadas arcillosas son lasprincipales rocas generadoras-almacenadoras de aceite-gas no convencional.

La roca generadora del Jursico Superior Tithoniano comienza en la ventana de aceite en elCretcico tardo en la porcin oeste y avanza a la de gas hmedo en el Paleoceno tardo y semantuvo constante hasta el Reciente, mientras en la porcin centro entra en la ventana deaceite en el Paleoceno tardo al Reciente.


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Se obtuvieron mapas del rea de inters de aceite y gas hmedo, como de la saturacin de laroca generadora del Jursico Superior Tithoniano, encontrndose que el sector centralpresenta la mayor riqueza de materia orgnica, los mayores espesores y las mejorescondiciones de maduracin.

En cuanto a los resultados del modelado, se recomienda obtener e integrar los valores de unacintica obtenida de las rocas generadoras que sea ms representativa del rea de estudio,para que los resultados del tipo y calidad de los hidrocarburos obtenidos del modelado seanms veraces y representativos del rea.

Se recomienda ampliamente la aplicacin de esta metodologa para futuros estudios desistemas petroleros, ya que an hay extensas reas de la misma cuenca que carecen deinformacin, ya sea geoqumica, geolgica y ssmica. El contar con ste tipo de informacinpreviamente, facilita en gran manera la aplicacin del modelado y los valores deincertidumbre son mucho menores a cuando se carece de ella.

Los resultados que se adquirieron no son finales y se encuentran sujetos a modificacionescuando se disponga de mayor y mejor informacin.


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