Chicontepec.pdf

AIATG BLOCKS– Quick Value Assessment

1

Subdirección de Producción Región Norte

Tercera Ronda de Licitaciones en PEP Contratos Integrales de Exploración y Producción

Aceite Terciario del Golfo

Taller de Contratos Integrales de Exploración y Producción Ing. Antonio Narvaez Ramírez Subdirector Región Norte

22 de Enero 2013, Ciudad de México

Aviso

De conformidad con el numeral 7 de las Bases de la licitación pública internacional abierta número 18575008-550-12, la información verbal o escrita intercambiada o entregada entre los participantes de un taller no generará derecho alguno a los licitantes, ni obligación alguna a PEP frente a los licitantes o frente a terceros, por lo que PEP no será responsable por deficiencias, inexactitudes o faltantes en la información que presente en los talleres. Estos talleres no estarán sujetos a un protocolo, por lo que la información generada no constituye una oferta para presentar una propuesta o para otorgar cualquier contrato, para adquirir cualquier compromiso o servicio referido en este documento, ni implica asumir ninguna clase de obligación por parte de PEP. Los interesados podrán obtener asesoría independiente para la evaluación y revisión que juzguen convenientes, a través de sus propios expertos en materia impositiva, contable, financiera, comercial y/o cualquier regulación existente.

2

Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados 2012 - Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico

Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible

3

Solo hemos recuperado el 0.4 % del volumen srcinal

Localización Norte del estado de Veracruz y oriente del estado de Puebla, en la planicie costera del Golfo.

Antecedentes Descubrimiento:

1926

Inicio de explotación: 1952 Cuenca: Formación:

15 Municipios 12 en Estado de Veracruz 3 en Estado de Puebla

Volumen Original 81,493 MMbls

Tampico – Misantla Chicontepec

Modelo geológico:

Abanicos submarinos

Tipo de trampa:

Estratigráfica

Superficie:

4,243 km2

Pozos perforados:

3,841

Pozos operando:

2,641

Pozos cerrados:

1,200

Máximo histórico 08 – Nov - 2012 77,288 bpd

Reservas (MMbpce) 1P 743 * actual

2P 6,489

3P 17,037

Factor de Recuperación* 0.4 % (369.8 Np)

Np Cartera (2012-2059)

4,025 mmb

Factor de Recuperación 8% 4

Contenido Características Generales - Generalidades

- Geología - Resultados 2012 - Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico


5

Las Generalidades de la Cuenca Tampico - Misantla son… Empieza a producir a principios del siglo 20 En los 20’s la faja de oro producía cerca del 25% de la producción mundial de petróleo Producción acumulada a la fecha de 5.3 mil millones de barriles de aceite y 6.710 TCF de gas Tres subprovincias productoras: Faja de Oro (terrestre y costa fuera, Antefosa de Chicontepec

FAJA DE ORO TERRESTRE FAJA DE ORO MARINA AMATITLÁN

y la cuenca (Tamabra alineamiento y campos Jurásico Superior) OTROS CAMPOS (Poza Rica)

Las Rocas Generadoras principales perteneces al Jurásico Superior Profundidad promedio de la cuenca es de 2 a 5 kilómetros (6500 a 16,400 pies)

AGUA FRÍA

Gradiente geotérmico de 24 a 35 °C por kilómetro

Tampico Tampico

Poza Rica

POZA RICA

SAN ANDRÉS JURÁSICO

Poza Rica

México DF

6

Existen 7 principales elementos tectónicos presentes en la cuenca Tampico – Misantla sur Principales elementos tectónicos.

Columna Geológica.

7

La evolución Tectónica-Sedimentaria que da srcen al Paleocanal de Chicontepec Rift de apertura del Golfo de México Triásico- Jurásico

Relleno sedimentario durante el Jurásico de las fosas

1

Plataformas Carbonatadas y crecimientos arrecifales Durante el Cretacico

2

3

Depósitos clásticos en aguas profundas Paleoceno - Eoceno

6

Fosas Pilares Efectos de la orogenia Laramide finales del Cretacico Sup-Paleoceno 4

Depósitos progradantes del Oligoceno

5

Por efectos de esta orogenia, concluyó la sedimentación del margen pasivo, plegando y fallando las formaciones mesozoicas y del Terciario Inferior, formando la Sierra Madre Oriental, dando srcen a la Antefosa de Chicontepec y al depósito de grandes volúmenes de sedimentos arcillo-arenosos turbiditicos formando abanicos submarinos; o bien, un conjunto de lóbulos sobrepuestos, correspondientes a la formación Chicontepec

8

Existe un marco Geológico Conceptual en el cual existe la presencia de diversas formaciones en las diferentes Eras

9

Ubicación del Paleocanal de Chicontepec dentro del Marco Tectónico Estratigráfico Línea Costera

“Proyecto Aceite Terciario del Golfo” Paleocanal Chicontepec Frente Tectónico Frente Tectónico “Chicontepec” W

Linea de Costa

Linea de Costa

Paleocanal Faja de Oro Chicontepec

Faja de Oro

Frente Tectó nico

Olig oce no

Eoce no

Paleoce no

K3

K1-K2

Eoce

W

J3

Pa l e o c e

Syn-rift

E

Mi o

ce Faja n de o Oro Olig

no

o ce

no K3

no

Mi oc

K1-K2

Basamento

J3

Plioc eno

Mioceno

en o

Mioceno

Plioc e

Syn-rift

Basamento

Transecto Regional

Yacimientos con Baja Porosidad y permeabilidad.

Tampico

Transecto Regional Profundidad de Yacimientos: Tuxpan Tampico

900

a 2,800 m Trampas : Estratigráficas Gravedad Aceite: De 10 a 45 °API

Tantoyuca Tuxpan Poza Rica

Mtz. De la Torre Misantla

10

n

El modelo sedimentario Chicontepec muestra la Modelos Sedimentarios evolución de los depósitos dentro de la Cuenca

• Regionalmente Sistema de abanicos submarinos Cuerpos arenosos con variaciones laterales y verticales Areniscas de baja permeabilidad Serie de eventos Erosióndeposito (discordancias) 









Cuenca Abanico Proximal (Oeste)



Abanico Distal (Este)



Dirección de depósito

11

Un ejemplo típico del modelo Sedimentario y Electrofacies en un área del Paleocanal

12

Se ha venido trabajando en la construcción del modelo sedimentario mediante atributos sísmicos y datos de núcleo Núcleos con arenisca porosa, fracturas verticales y rastros de hidrocarburos, alteración por oxidación, presencia de restos vegetales.

Intercalación de capas delgadas de arenisca – lutitas, bioturbada, (flujos turbiditicos)

Zona de Batimetría Baja Zona de Talud

Zona de Batimetría Profunda (Turbidez)

Zona de Talud Zona de Batimetría Baja

13

Uno de los grandes retos es la complejidad en la distribución de los cuerpos de arenas

14

Con el apoyo de tecnología se ha podido definir las trampas estratigráficas principales en el Paleocanal de Chicontepec

15

La constitución interna de las areniscas esta compuesta por estos minerales Cementación por Calcita

Composición de las Areniscas

Tablón-1D, 1494.00 m

Al Norte Mayor Cantidad Frag. Volcánicos Al Centro Mayor Cantidad Frag. de Caliza Al Sur Mayor Cantidad de Cuarzo Cuarzo

•Grano de cuarzo (35%- 40%) •Grano carbonatado (40%- 60%)

Roca tipo 1 - pozo Escobal 103D - 839.36 m

Tipo de minerales arcillosos: •Clorita, illita, smectita y caolinita •2% - 7% arcilla dispersa

Litarenita

Feldespatos

Líticos

16

Composición mineralógica de arenas y distribución de minerales arcillosos

Componentes principales (DRX, % de mineral individual)

Minerales de arcilla (DRX, % de mineral individual)

17

La calidad de la roca en el Paleocanal es diversa 10000

1000

100 Agua Fria ) D M ( d a d lii b a e m r e P

Furbero

10

PMA Remolino Tajin

1

Coapechaca Corralillo 0.1

Escobal Coyotes Humapa

0.01

Soledad

0.001

0.0001 0

5

10

15 Porosidad (%)

20

25

30

18

Al comparar Chicontepec con otros proyectos exitosos en el mundo es viable el desarrollo Chicontepec

Cardium Envolvente 10,000 Conglomerados

10000 1000 ) D M ( d a d il i b a e m r e P

1,000

Agua Fria

100

Furbero

) d M ( d a d il i b a e

PMA

10

Remolino Tajin

1

Coapechaca 0.1 0.01

rm e P

Corralillo Escobal Coyotes

0.001

Soledad 0

10 YacimientoPorosidad compacto

20 (%)

10 1

Envolvente Arenas

0.1 0.01

Humapa

0.0001

100

0

5

10

Bakken

30

15

20

25

30

Porosidad (%)

100 ) d 10 M ( d a d il i 1 b a e m r e 0.1 P

0.01

0

2

4

6 8 10 Porosidad (%)

12

14

16

19

Se tiene conocimiento de la orientación Regional de Esfuerzos Tectónicos que apoyan el diseño de perforación y terminación de los pozos Microsísmica Medida de esfuerzo con datos de registros OBMI 620000

624000 624000

628000

Maximum Horizontal Stress from Image Logs

632000 632000

636000

640000 640000

644000

648000 648000

656000 656000

652000

664000 664000

660000

2263700

672000672000

668000

Depth 676000

2263600 2 2 8 4 0 0 0

-800

2263500 -1000

2 ) M-1200 2 8 0 T 2263400 0 U 0 -1400 0 m ( 2 2 8 0 0 0 0

TAJ-62

TAJ-61

2263300 -1600 Y 2 2 7 6 0 0 0

HUM-4004 CYA-1019

-1800

2 2263200 2

AF-24

2 2 7 2 0 0 0

AF-84 AF-333 CYA-1329 AF-344

7 2 0 0 0

2263100 2 2 6 8 0 0 0

AF-757 AF-705

2263000 2651550 651650 651750 651850 651950 652050 652150 652250

COR-607 AF-880

AF-647

2 2 6 4 0 0 0

2 6 4 0 0 0

X (m UTM)

2 2 6 0 0 0 0

COA-851

FUR-1174

2 2 5 6 0 0 0

FUR-1272 FUR-1228

2 2 5 2 0 0 0

FUR-1555

0

25 00

50 00

2 2 5 6 0 0 0

2 2 4 8 0 0 0

75 00 10 00 0 1 25 00 m

2 2 4 8 0 0 0

La escala de color indica el tiempo de aparición del evento en cada fractura individual

1:250000 620000

624000

624000

628000

632000

632000

636000

640000

640000

644000

648000

648000

X, [m]

652000

656000

656000

660000

664000

664000

668000

672000

672000

676000

Depth -800 -1000

20

Existen las condiciones y evidencias de generación de hidrocarburos en sus objetivos Terciarios y Mesozoicos GR

NEUT

Tamp-Mis Basin Upper Jurassic Source Rocks Original OM 10-18% by Volume

2600

N TUXPAN ALAMO

2650

J U R A S I C O S U P E R I O R

T I T H O N I A N O

ALAMO

34% OM

2700

C. DE TEAYO

22% OM

Js Pimienta

METLALTOYUCA TIHUATLAN

GUADALUPE

CAZONES

2750

K I M M E R

AGUA FRIA 2800

MECAPALAPA

PAPANTLA

POZA RICA TECOLUTLA

VILLA

G. ZAMORA

L. CARDENAS

Js Tamán

PAPANTLA EL REMOLINO

A.CAMACHO

E. ZAPATA

A.DULCE

Características Geoquímicas

P. DEL CORREO

2850

ENTABLADERO

JICOTEPEC COYUTLA

P. DEL PROGRESO

P.DE VALENCIA ESPINAL

PUEBLILLO

COT(%R)

Js Santiago O X F O R D I A N O

2900

COXQUIHUI

S2(mgHC/gR) IH(mgH/gCOT)x100

Pimienta

TENAMPULCO

Tmax(°Cx100) Espesor (mx100)

M. DE LA TORRE

COT (%R) S2(mgHC/gR)

2950

Tamán

Cocinas de Petróleo

IH(mgH/gCOT)x100 Tmax(°Cx100) Espesor (mx100)

3000

COT (%R) S2(mgHC/gR)

Santiago

IH(mgH/gCOT)x100 Tmax(°Cx100)

3050

Espesor (mx100) 0

1

2

3

4

5

6

21

Algunos ejemplos de las evidencias de las condiciones de generación del aceite

El Jurásico Superior se encuentra en la ventana de petróleo al tiempo actual I

Gráfica de Van Cima de la ventana de generación de aceite con %Ro 0.6 to 0.65

II

Krevelen definiendo el

Principal ventana de generación de aceite con %Ro 0.65 to 0.9

kerógeno Base de la ventana de generación de aceite con %Ro of 0.9 to 1.35

I,II para el Jurásico

Ventana de Gas con %Ro 1.35 to 2 Ventana de Gas Seco con %Ro of 2 to 4

Superior III

22

Existe una distribución del contenido orgánico que genera el aceite en el Paleocanal de Chicontepec Distribución del contenido orgánico COT del Tithoniano (fm. Pimienta)

Madurez (%Ro) para el Tithoniano

Los datos de laboratorio obtenidos por la técnica de pirolisis (Rock-eval) practicada a muestras de núcleo y canal en los pozos exploratorios, reflejan la riqueza orgánica de la columna sedimentaria, destacando los valores altos del Jurásico Superior, por lo que se define, como el principal subsistema generador responsable de aportar los hidrocarburos a los Plays conocidos de la Cuenca Tampico-Misantla .

23

Existen rutas de migración para el llenado de las rocas tanto en la parte convencional como no convencional de la cuenca

24

Asimismo se tiene identificado las calidades del aceite dentro del Paleocanal GRADOS API°

10°- 45° API

45

10

25

Chicontepec es un nuevo tipo de yacimiento No Convencional, Ph. D. Farzam Javadpour, UT Austin Texas Aceite Convencional Aceite que fluye si la permeabilidad es mejorada.

Sirte

Aceite que fluye con mínima intervención

Bakken

Sprawberry

Chicontepec

Wertz

Ligero (>31º API)

Cardium

Priobskoye Mediano (˜22-31º API) Shengli

Yacimiento No Convencional Baja Porosidad Baja Permeabilidad

Tight Oil

Cantarell

22º API

Yacimiento Convencional

Baja Permeabilidad Pesado

Alta Porosidad Alta Permeabilidad

East Wilmintong 10º API

Bitumen (<10º API) Aceite no maduro o degradado en rocas de baja calidad. Ejemplo: Oil Shales

Aceite no maduro

Aceite degradado requiere intervención para producir y mejorar. Ejemplos: pesado y bitumen (minas y en sitio)

Aceite No Convencional 26

Clasificación de Yacimientos según AAPG

o d i lu F l e d d a d lia C

Permian USA

Golfo de México Clasticos del Mar del Norte l Delta Niger Cantarel

North Sea Chalk Chicontepec San Joaquin, Ca. USA Talud del Mar del Norte MUY DURA POTENCIAL CRECIMIENTO

POTENCIAL CRECIMIENTO

SUAVE POTENCIAL CRECIMIENTO

Calidad de la Roca

27

Cantarell vs Chicontepec, lo mejor de lo Convencional contra lo No Convencional

Reserva (2P): Porosidad:

Cantarell

Chicontepec

4,135 MMbpce

6,643 MMbpce 8 - 12% 0.1 - 5 md 80 - 360 Kg/cm2

10 - 15%

Permeabilidad:

5,000 – 10,000 md

Presión:

115 a 140 Kg/cm2

Productividad por pozo:

5,000 a 15,000 bpd

0 - 100 bpd

Chicontepec tiene: Limitada Interconexión vertical y lateral Baja permeabilidad de roca Baja presión del yacimiento

Chicontepec es altamente heterogéneo y requiere de soluciones tecnológicas a las condiciones específicas de cada campo 28

Contenido Características Generales - Generalidades - Geología

- Resultados 2012 - Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico


29

Historia de Producción El contraste histórico entre el periodo anterior y posterior al 2002 es dramático Esto se debe al énfasis en la aplicación de nuevas tecnologías tales como: • Terminación de pozos – terminación de fracturamiento mejorado • Métodos de bombeo de pozos como bombas con varillas, PCP’s y ESP’s • Mejoras en superficie del manejo de la producción Hubo un énfasis mucho mayor en la observación y monitoreo de pozos activos lo que permitió: • Un enorme incremento en el numero de pozos productores • Disminución de pozos improductivos

• l a u n a n ó i c c u d ro p e d je ta n e c r o P

Disminución de tiempos muertos 2011 fue un año con una producción record de 65,000 bopd siendo producidos al finalizar el año

100 ) a í d r o p s e li rr a b e d s le i (M

80 60

800

1

2

1952-1970

3

1971-1982

4

1983-1991

5

1992-2001

2002-2012

600

400

40 200

20 0 1 9 52

0

1962

1972

19 8 2 W ells

1992

2002

s o d a n i m r e t s o z o P

2012

O i l p r o d u c t i o n (T b o p d )

Reactivación de perforación y desarrollo del proyecto

30

El aprendizaje nos ha permitido hacer mas con menos y este año realizaremos 15,241 actividades Inversión Pozos

5,322 MM$

10,623 MM$

22,785 MM$

30,048 MM$

26,490 MM$

28,045 MM$

146 pozos

237 pozos

426 pozos

744 pozos

513 pozos

628 pozos 75.3

Producción Mbpd

Reservas 3P (Mmbpce)

Pozos Operando

SAE operando

Pozos perforados

39 %

26 %

39 %

54%

Rol en PEP

25,985 17,037 61% 39%

2,453 26% 6,992 74%

1,957 61%

Chicontepec

1,234 39%

402 46%

Fracturas

Reparación de pozos

88%

52%

196 12% 480 54%

1,500 88%

1,400 42%

1,537 52%

PEP - Resto 31

Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados 2012

- Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible

32

Nivel de Actividad y Recomendaciones Actividad

2011

2012

Perforación

466

661

Terminación

513

584

Reparaciones Mayores

276

382

Refracturamientos

184

104

491

732

Conversión a bombeo con varillas Conversión a inyección de gas

52

89

Reacondicionamiento de bombeo con varillas

302

521

Reacondicionamiento a inyección de gas

72

77

Estimulaciones

56

146

Limpiezas

575

1,039

2,272

7,016

Optimización de Pozos Instalación de Válvulas Motoras

1,105

Inducción Mecánica

3,213

TOTAL

7,553

Aplicación de nuevas tecnologías (pruebas piloto) Incremento de perforación de nuevos pozos: - No-Convencionales - Desviados - Horizontales - Intermedios Incrementar reparaciones mayores y actividades de refractuamiento, terminaciones múltiples e incrementar la optimización de pozos.

15,669

33

Uno de los elementos que nos dio resultados ha sido la aplicación de nuevas tecnologías para fracturar los pozos Total por Campo, 2012

Promedio de Pozos por campo, 2012

Campo Antes (bpd) Despues (bpd) Incremental (bpd) Porcentaje PA 140 493 353 352% Humapa 217 561 344 259% Remolino 73 401 328 549% Furbero 108 409 301 379% Soledad 79 228 149 289% Corralillo 164 282 118 172%

Campo Antes PA 16 Humapa 1 6 Remolino 16 Furbero 17 Soledad 12 Corralillo 32

Tajin Otros

Tajin Otros

) d p b (

82 96

105 153

23 57

128% 159%

13 18

(bpd)

Despues 44 43 51 46 39 73 39 45

(bpd) Incremental (bpd) Porcentaje

28 27 35 29 27 41

275% 269% 319% 271% 325% 228%

26 27

300% 250%

) d p (b

34

Los pozos No Convencionales aportan el 11% de la producción con 23 pozos nuevos Resultados pozos No Convencionales 12,000

10,000

8,000 ) d p b ( n ó i c c u d o r P

6,000

Furbero3428 Presidente Alemán 3612 PresidenteA lemán3 697

PresidenteAlemán1758 Coyotes 168D PresidenteA lemán3 692

Presidente Alemán 1526 Corralillo785

Coyotes 276D Tajín195

PresidenteA lemán3 365 Presidente Alemán 3367 Escobal195 Remolino1606 Remolino1648 Presidente Alemán 1565 Corralillo 629

PresidenteA lemán1 505 Remolino 1366 Escobal197 Remolino1608 Remolino1631 Coyotes 423

Pozo

4,000

Corralillo 629

1,100

Coyotes 423 D

400

Presidente Aleman 1565

3,445

Remolino 1631

1,334

Remolino 1648

1,248

Remolino 1608

1,063

Remolino 1606

2,518

Escobal 197 Escobal 195

3,000 1,080

Remolino 1366

2,000

0

n u -j 6 1

l ju 6 1

o g a 6 1

p e -s 6 1

t c -o 6 1

v o -n 6 1

c i d 6 1

e n -e 6 1

b e -f 6 1

r a -m 6 1

r b -a 6 1

y a -m 6 1

n u -j 6 1

l ju 6 1

o g a 6 1

p e -s 6 1

t c o 6 1

v o -n 6 1

c i d 6 1

988


1,152


1,398


775

Tajin 195

800

Presidente Aleman 3692 Presidente Aleman 1526

1,234 723

Corralillo 785

1,999

Coyotes 276 D

319


Ubicación definida en base a atributos Trayectoria de máximo contacto Terminación multifracturas SAP robusto

Qoi (Bls)

Coyotes 168 D

1,042 70


1,106


246

Total

27,040

Qo Actual (Bls)

704 98 405 249 133 111 128

Np 90 días

Np

(Bls)

(Bls)

104,130 510,620 19,738

69,493

141,921 338,630 80,040

156,167

67,402

117,698

47,575

75,911

66,073

90,417

857 132,347 258,568 1,303 107,425 234,616 342 55,288 89,680 215 51,699 65,279 263 19,819 24,493 22,332 22,791 99 600 49,012 56,505 35,685 228 22,333 278 81,072 1,145 12,231 276 60,803 256 1,848 39 30,341 419 12,831 146 8,294 942,469 2,368,012

Tiempo op’n (días)

565 457 391 327 320 257 241 205 190 187 150 118 95 105 76 63 62 75 58 56 56 49

Costo VPN/VPI

PR

(MM$)

($/$)

(meses)

52

15.3

2

78

0.6

14

108

5.0

2

52

5.2

2

108

1.1

6

52

1.9

4

52

2.4

2

134 154

3.6 3.8

3 5

35

6.8

2

52

3.0

2

108

0.2

38

52

0.8

12

52

4.1

3

52 108 108 78 108 50 52 108 1,547

35

Caso Corralillo 629, 11 fracturas, 1,200 bpd Diferenciadores Tecnológicos Fluido viscoelastico libre de polímeros 1 Lodo Perflex KCL 1.03 – 1.15 g/cc

Multifractura con esferas biodegradables divergentes.

2

TR 10 3/4” 40.5 lb./pie, J-55, BCN a 103 m Lechada Única de 1.89 gr./cm3 a superficie Lodo Perflex KCL 1.15 – 1.32 g/cc

TR 7 5/8” ” 26.4 lb/pie, J55, BCN a 569 m Lechada Única de 1.89 gr./cm3 a superficie

Arena malla 20/40 + arena antiretorno 3 .0 1 e d L C K e d a r e u m l a S

Lodo E.I 1.20-1.26 g/cm3

1933)

Profundidad Total 1940 m

11 secciones disparadas de 9m c/u. (4 arenas)

4

Colocación de trazadores radioactivos

5 3 m c ./r g

6

Producción pozo Corralillo 629 (565 Días)

1,200

1,400 )

7 Intervalos Disparados

Cople Diferencial a 1920.05 m TR 5 1/2” ” 17 lb/pie, N80, VFJL, a 1933 m Lechada Llenado: 1.50 gr./cm3 (397-1483 ) Lechada Amarre: 1.70 gr/cm3 a (1483-

3

1775-1782 1766-1773 1755-1764 1746-1754 1736-1745 90 1726-1735 1715-1724 1703-1712 1692-1701 70 1678-1687 1666-1675

m T-90 m T-90 m T-90 m T-90 m T-80 – T-

8 9

m T-80 m T-70 m T-70 m T-65 – T-

10

m T-65 m T-65

11

600,000

d p 1,200 (B 1,000 n ó i c800 c u600 d ro400 P

200 1 6 / ju n 1 5 / ag o 1 4 / oc t

) e l

500,000 s

i 400,000 r

r a

300,000 B ( 200,000 P

665 1 3 / d ic

1 1 / f eb

1 1 / abr

P r od u c c i ón

1 0 / j u n 0 9 /ago 0 8 / oc t

N

100,000 0 0 7 /d i c

NP

36

Caso Presidente Alemán-1565, 6 fracturas, 822 mts. Horizontales, 4,200 bpd Cabezal 10 3/4” 4,000

Palma Real Inf.

V M (Aflora)

TR 16”

TR 10 3/4

Chapopote @ 650 mts

) 3,500 s l 3,000 (B n2,500 ió2,000 c c u1,500 d o r 1,000 P

Producción pozo Presidente Alemán 1565 (391 Días)

3,445

350,000 300,000 250,000 200,000 150,000

405

500 0

Guayabal @ 1094 mts

) s e li rr a B ( P N

100,000 50,000

ic -d 7 0

e n e 7 0

b e f7 0

r a -m 7 0

r b a 7 0

y a -m 7 0

n u -j 7 0

Producción (Bpd)

Cima de Arenas @2162 mts

400,000

l u -j 7 0

o g a 7 0

p e -s 7 0

t c o 7 0

v o -n 7 0

ic d 7 0

0

Acumulada (bls)

B.L. 4 ½” 2103 m 31° TVD: 2090 m

FPR 20 Cima @2307 mts FPR 20 Base @2440 mts Seccion Horizontal: 822 m Ang. Horizontal 86.91 Grados V sec: 1152 m

Liner 4 ½” 3266 m (2421 mv)

37

Pozo Horizontal | Presidente Alemán 1565 Sección Geológica (Oeste – Este) W

PA-1565 PA241

E PA247

38

Identificación y selección de intervalos PA-1565

Etapa 2

Etapa 1

Etapa 2

Cima 2930

Base 3080

1

3080

3230

NETPAY GR 29.4 35.139

50.1

36.017

RT EPOR_C SWE_TC VSHL_C 57.608 0.073 0.206 0.336

KB_C 2.177

RQI 0.136

99.614

2.854

0.172

0.076

0.135

0.35

39

Caso Coyotes 423D, 5 fracturas, 943 mts horizontales Resultadosde Fracturas RESULTADOS DE RESULTADOS DEFR

Geométricos

Unidades

Etapa

Etapa

Unidade 1 Etapa 2 Unidade Etap Geométricos Geométricos s s 1 1

LongitudTotal

(m)

210

Longitud total Longitud total (m) (m) Xf

(m)

XfXf

(m) (m)

Altura(H)

(m)

Network

(m)

Altura (H) Altura (H) Network Network

105 240

(m) (m)

110

(m) (m)

Dirección Dirección

Dirección

N29E

350

210 210

175

105 105 210

240 240 8 5

110 110 N29E N34E N29

Arena Ottawa Aren a 20/40 Otawa(Sacos)

6100 6801 Arena Ota wa (sks) (sks) 6100 6100 20/40 20/40

Fluido de Fractura

(bbls)

4583

4690

Fluido Fractura Fluido Fractura (bls) (bls) 4583 4583

Primer pozo perforado con un desplazamiento horizontal de 943 metros.

450

5 fracturas hidráulicas ubicadas a 150 metro entres ellas. 33,446 sacos de arena. Altura de la fractura 211 metros y longitud de 228 metros. Área de contacto total 240,540 metros cuadrados. Monitoreo de las fracturas con microsísmica. El pozo Coyotes 423 actualmente aporta 132 bpd de aceite, superior a la producción de los pozos existentes (20 bpd).

Esta operación representa el trabajo de fracturamiento más grande realizado en el Paleocanal de Chicontepec.

) d p B ( n ió c c u d o r P

400

400

Producción pozo Coyotes 423D (457 Días)

70,000 60,000

250

40,000

) s e ilr r a (B

200

30,000

P N

350

50,000

300

150

20,000

100

98

50 0

10,000 0

P ro d uc c i ón ( B pd )

A c u mu l a da ( b l s )

40

Terminación Pozo Corralillo 785 No. Fluido Fractura Apuntalante Agua s 1 40,104 7 43,121 bls sacos 7

Diseño de Fractura

Fecha 10-oct 11-oct 12-oct

Ácido HCL

30 m3

Producción pozo Corralillo 785 (62 Días) 2,500 2,000

Qo(bpd)

100,000

Np(bls)

2,000 75,000

) d p 1,500 b ( n ó i c 1,000 c u d o r 500 P

0

50,000

1,147 25,000

t c o 1 3

v o n 5 0

v o n 0 1

v o n 5 1

v o n 0 2

v o n 5 2

v o n 0 3

c i -d 5 0

c i -d 0 1

c i -d 5 1

c i -d 0 2

c i -d 5 2

c i -d 0 3

) ls B ( a d a l u m u c A n ó i c c u d o r P

0

41

Resultados del proyecto “Hectárea Fracturada”

Terminaciones simultaneas Zipper Frac

100 m

100 m

42

El concepto de Hectárea Fracturada y su impacto en Bakken Producción

Equipos Perforación

350,000 bpd

173

Hectárea Fracturada Consiste Perforar 24 pozos Horizontales 20 fracturas por pozo 480 fracturas por milla cuadrada

Continental Resources tiene programado alcanzar los 1,000,000 bpd en el 2015 (200 equipos de perforación) 43

Planeación de la trayectoria de los pozos en la perforación Planeación de la Perforación. Diseñar y ejecutar dos pozos en 3D, que logren conectar el yacimiento en la mejor zona productora

44

Resultado final terminaciones Simultáneas con Zipper Frac, único a nivel mundial, 32 fracturas 4,080 bpd

Zipper Frac

Escobal 197

Producción actual 2,160 bpd

3,072 m

Estado final y Resultados l a n io c n e v n o C o N a í g o l o n c e T

Se realizaron 32 fracturas: 16 en el Escobal 197 y 16 en el Escobal 195.

32 fracturas

Escobal 195

Ejecución en tiempo record, requiriendo solo 4 días.

3,072 m

Producción (4,080 bls): Escobal 197: incorporado a producción 11 junio con Qo 3,000 bls Escobal 195: Incorporado a producción 25 de junio con Qo 1,080 bls. 45

Hectárea Fracturada | Escobal 195 y 197 Escobal 195 4,000

Np: 196,709 bls TP: 178 días

3,500

200,000

3,000 ) d p b ( e ti e c A e d to s a G

Qo máx.: 3,196bpd 30/64 plg, 750 psi

i) 2,500 s (p l a z2,000 e b a C n1,500 e n o i s1,000 re P

150,000

Qo: 1,300 bpd 24/64 plg, 1051 psi

100,000

50,000

P

500 0

) ls B ( a d a l u m u c A n io c c u d o r

2 1 0 /2 6 0 / 5 0

2 1 0 /2 6 /0 0 2

2 1 0 /2 7 0 / 5 0

2 1 0 /2 7 /0 0 2

2 1 0 /2 8 /0 4 0

2 1 0 /2 8 0 / 9 1

2 1 0 /2 9 0 / 3 0

2 1 0 /2 9 0 / 8 1

2 1 0 /2 0 /1 3 0

2 1 0 /2 0 /1 8 1

2 1 0 /2 1 /1 2 0

6,000

0

2 1 0 /2 1 /1 7 1

Escobal 197 250,000

Np: 223,619 bls TP: 178 días

5,000 ) d p b ( te i e c A e d to s a G

200,000

Qo máx.: 4,886bpd 30/64 plg, 970 psi

)i s 4,000 p ( l a z e b 3,000 a C e d n 2,000 io s re P

150,000

Qo: 1,300 bpd 24/64 plg, 1051 psi

100,000

50,000

1,000 0

2 1 / 6 0 / 4 0

2 1 / 6 0 / 9 1

2 1 / 7 0 / 4 0

2 1 / 7 0 / 9 1

2 1 / 8 0 / 3 0

2 /1 8 /0 8 1

2 /1 9 /0 2 0

2 /1 9 /0 7 1

2 /1 0 /1 2 0

2 /1 0 /1 7 1

2 /1 1 /1 1 0

2 /1 1 /1 6 1

0

46

) ls B ( a d a l u m u c A n o i c c u d o r P

Lo Convencional vs. No Convencional, resultados diferentes con técnicas diferentes Acumulado de Producción

IPR

Análisis Económico Indicador Hectárea Fracturada

Esc 298

Hectárea Convencio Unidad Fracturada nal

Esc-195

Esc-197

VPN

532

48

MM$

521

435

VPI VPN/VPI

242

26

MM$

138 3.8

120 3.6

47



48

Como potencial adicional se visualiza una gran oportunidad en los sedimentos generadores del Jurásico Superior Oxfordiano

Tithoniano

(Santiago)

I, II (R) III (F)

(Pimienta)

I (R) II (A)

La Casita Fm.

Pimienta Fm.

KIMMERIDGIANO

San Pedro Fm.

(Tamán) Kerogeno Tipo I, II, III or IV

San Andrés Fm.

I (F) II (R)

(A) Normal Abundante (R) (F) Pobre

Chipoco Fm. Tamán Fm.

Condiciones de depósito: Medio Ambiente con poca energía Rico en organismos Hundimiento Térmico Transgresión M arina

49

Adicionalmente existe un potencial de desarrollo en rocas de la misma edad geológica (Cretácico Medio), históricamente áreas productoras de los campos Poza Rica y Faja de Oro B

B´ 19098 Papantla L. Sísmica 2D 2D

Campo Poza Rica

Faja de Oro

Campo Poza Rica

Faja de Oro A’

A

Residuos de calcio fluyen en corrientes al borde del arrecife El Abra de la plataforma de Tuxpan (Faja de Oro) Depósitos en abanico en la base de la pendiente, facies distal (representan) oportunidades Trampas: Combinadas, estratigráficas y estructurales.

1

Poza Rica 3D Santa Águeda 3D

50

Se muestra la conformación estructural de las rocas del Mesozoico 1

2

3

4

4 1 2 3

Proyecto Aceite Terciario del Golfo

51

La evidencia del potencial en yacimientos no convencionales del Mesozoico, son los pozos productores que se muestran a continuación

52

Pozos productores en yacimientos no convencionales del Mesozoico Pozo

Formación

Qoi (BPD)

Pozo

Formación

Qoi (BPD)

Furbero-1005

Tamps. Sup.

77

Guadalupe-2

Méndez

1,459

Furbero-1285

Otates

106

Amatitlán-2

San Felipe

372

Amatitlán-1

Tamps. Sup.

138

Campana-1

Tamps. Sup.

63

Amatitlán-3

Tamps. Inf.

127

Zapotalillo-2

Tamps. Inf.

1,849

Furbero-106

Pimienta

82

Coyotes-3

Tamps. Sup.

223

Papatlarillo-102

Tamán

195

Marques-1

Tamps. Sup.

88

Guadalupe-1

Tamán

2,126

Palo Blanco-105

Tamán

126

53



54

Ubicación de Áreas Contractuales

55

Del total del ATG, los 6 bloques en términos de reserva 3P representa el 19 % y en producción actual de aceite el 8 % Total ATG

Reservas

Producción

Pozos

6 Bloques

% de participación

1P MMbpce

743

106

14%

2P MMbpce

6,489

1,461

23%

3P MMbpce

17,037

3,195

19%

Aceite (bd)

74,841

5,910

8%

Gas (MMpcd)

153.1

13.3

9%

Total de pozos (num)

4,162

7562

En operación

2,640

295

Cerrados

1,297

376

En programa para taponamiento

23

0

Taponados

202

85

56

El potencial que se visualiza en la propuesta de los 6 bloques bajo el esquema CIEP es atractivo

57

Actualmente los bloques en el ATG cuentan con estudios sísmicos 3D

Bloque

Cubos Sísmicos

Pitepec

Amatitlán

Amatitlán

Amatitlán y Cohuca

Soledad

Amatitlán, Tres Hermanos y Cohuca

Miquetla

Miquetla-Miahuapan y Cohuca

Humapa

Cohuca y MiquetlaMiahuapan

Miahuapan

Miquetla-Miahuapan, Cohuca y Furbero

58

PEMEX espera que con la complementación de esfuerzos en el desarrollo de ATG con operadores mediante el esquema CIEP, se acelerará el desarrollo del Proyecto Mbd

Bloques CIEP

550

Amatitlan Pitepec Humapa

500 450

CIEPAmatitlán Pitepec

400

Miahuapan Miquetla Soledad

Humapa Miahuapan Miquetla Soledad

350 300 250 200 150

Activo Activo

100 50 0

2014

2018

2022

Metas Físicas Caso Base (núm) Macroperas Pozos Productores C / NC *

2026

2030

2034

2038

2042

2046

2050

2054

2014

2015

2016

2017

2018

2014-2018

2019-2054

176

215

202

228

239

1,060

5,077

Total 6,137

153/152

816

839

1,022

1,171

4,153

25,103

29,256

Sistemas Artificiales

305

816

839

1,022

1,171

4,153

25,103

29,256

Intervenciones Mayores

356

280

445

445

462

1,988

29,886

31,874

Instalaciones de producción

44

23

14

4

11

96

241

337

*C / NC: Convencional / No Convencional

59

Bloque Pitepec

60

Características de los bloques

Pitepec Ultima Producción (30/06/2012)

Aceite: 61 Gas: 40.59 1P =

Reservas 1° Enero, 2012

Bpd Mscfpd

10.7 Mmbpce

2P = 399.1 Mmbpce

Área Numero de Pozos (dentro del área) Fecha de descubrimiento Tipo de Hidrocarburo Campos

3P = 1,047.5 Mmbpce Producción Acumulada (Terciario)

230 Km2 22 pozos 1943 32 a 40°API Aragón, Ahuatepec, Coyotes, Pastoría , Sitio y Tlacolula

Aceite: 822.80 Mbls Gas: 583.005 Mmscf

Recursos prospectivos (Mesozoico)

251.9 Mmbpce

Yacimiento Terciario 

Campo Aragón  Pastoría  Tlacolula 

Dato Relevantes: A 3.7 kilómetros al Este del Bloque se encuentra el pozo Horizontal No Convencional Coyotes-423D con los siguientes resultados:

AÑOS

Fecha de Terminación: 2-Oct-2011 5 Fracturas y 943 metros horizontales Qoi=400bls Qactual=98bpd Np90 días=19,378 bls

Npactual= 69,493 bls

61

Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Pitepec

En la figura superior, se muestra una sección sísmica W-E, en la cual se puede observar los espesores de rocas en el Mesozoico, notándose el desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior. 62

Bloque Pitepec Productores en Mesozoicos: 1 pozo productor.

Manifestaciones de gas y/o aceite: : 4 pozos con manifestaciones de gas durante la perforación de las Fms. : Agua Nueva, Tamaulipas Superior, Jurásico (Pimienta) y Tamán. Impregnación en núcleos y muestras de canal: 3 pozos con ligera impregnación de aceite en las Fms. San Felipe, Agua Nueva y Tamaulipas Superior. Leyenda TamaulipaSup (1 POZOS ) Tlacolula-10 (1947): Prueba de formación (agujero descubierto), se recupera 50 mts de aceite y abundante gas. Taponado improductivo.

63

La infraestructura de producción existente en el bloque Pitepec Datos infraestructura Numero pozos

22

Pozos Abiertos / Cerrados

5 / 11

Sistema Artificial de Producción

12

Numero Macroperas

22

Baterías de Separación

1

Estaciones de Compresión

-

Planta Inyección de Agua

-

MSP

-

TBP

-

Ductos (km totales)

-

22 Plataformas

64

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Pitepec tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos

Expectativas de Producción de Aceite Bloque Pitepec Mbd 50 45 40

Mesozoico

35 30 25

Activo

20 15

Terciario

10 5 0

2014

2018

2022

2026

2030

2034

Actividad Física Pozos Terciario Pozos Mesozoico

2038

2042

2046

2050

2014-2052 1,065 378 65

Se cuenta con información disponible a detalle del bloque, a continuación se listan las características de la información del bloque Pitepec

66

Bloque Amatitlán

67

Características de los bloques Amatitlán Ultima Producción (30/06/2012)

Aceite: 37 Bpd Gas: 112.94 Mscfpd 1P =


7.1

Mmbpce

2P = 335.9 Mmbpce 3P =

Producción Acumulada (Terciario)

993.1 Mmbpce




230 Km2 23 pozos 1962 34 - 44° API Amatitlán, Ahuatepec, Cacahuatengo, Coyol y Sitio

251.9 Mmbpce

Yacimiento Terciario

Campos: Ahuatepec  Amatitlán  Cacahuatengo  Coyol 



D P B

AÑOS

68

Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Amatitlán

En la figura superior, se muestra una sección sísmica NW-SE, en la cual se puede observar los espesores de rocas en el Mesozoico, notándose el desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior.

69

Bloque Amatitlán Productores en Mesozoicos: 4 pozos, Fms. (1) Agua Nueva. Qoi: 372 Bls/d, (2) Tamaulipas Superior Qoi: 138 y (1) Tamaulipas Inferior 127 Bls/d. Manifestaciones de gas y/o aceite 6 pozos con gasificaciones durante la perforación Fms. Agua nueva, Tamaulipas, Pimienta, Tamán, Santiago y Tepexic. Impregnación en núcleos y muestras de canal 6 pozos con impregnaciones Fms. Agua nueva, Tamaulipas, Pimienta, Tamán, Santiago y Tepexic.

Terminación: 4 pozos terminados con TP de 2-7/8’’ ( 100 %). Fluyeron: 4 pozos fluyeron a la Presa (100 %). Tratamiento: 4 pozos con Estimulación Acida. (100 %) 70 70

Infraestructura del Bloque Amatitlán Datos infraestructura Numero pozos

23


3 / 16


16

Numero Macroperas Baterías de Separación

15 -


-


-

MSP

-

TBP

-

Ductos (km totales)

-

71

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Amatitlán tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos

Expectativas de Producción de Aceite Bloque Amatitlán Mbd 50 45 40 35

Mesozoico

30 25

Activo

20 15

Terciario

10 5 0 2014

2018

2022

2026

2030

2034

Actividad Física

2038

2042

2046

2050

2014-2052

Pozos Terciario

940

Pozos Mesozoico

378 72

Amatitlán

73

Bloque Soledad

74


Soledad Ultima Producción (30/06/2012)

Aceite: 3,403 Gas: 8,135 1P =

2P = 134.3 Mmbpce 3P =


4,000

D P B

3,500 3,000 2,500

Tipo de Hidrocarburo

134.3 Mmbpce

Aceite: 39,008 Mbls Gas: 5,705 Mmscf


4,500

47.4 Mmbpce

Área Numero de Pozos (dentro del área)

125 Km2 492 pozos

Fecha de descubrimiento 1943


5,000

Bpd Mscfpd

Campos

32° a 37° API Aragón Gallo Palo Blanco Soledad Norte

Coyotes Guadalupe Soledad

127.5 Mmbpce

8,000

CAMPOS: Aragón  Coyotes  Gallo


7,000



6,000

5,000



4,000

3,000

Guadalupe  Palo Blanco  Soledad  Soledad  Norte

2,000

1,000

0 66 67 68 69 70 71 72 73

74 75 76 77 78 79 80 81

82 83 84 85 86 87 88

89 90 91 92 93 94 95 96

97 98 99 00 01 02 03 04

05 06 07 08 09 10 11 12

Aceite ( B d )

2,000 1,500

1,000 500 0 66 67 68 69 70 71 72 73 74

75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91

ARAG ON

COYOTES

GALLO

GUADALU PE

92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08

AÑOS PAL O BLAN CO

SOLEDAD

09 10 11 12

SOL EDAD NORTE

75

Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Soledad

E W

Ahuatep ec-1

Sección III BLOQUE_SOLEDAD_S3 E

BLOQUE_SOLEDAD_S3

Soledad Nte-94 S ol edad Nte-187 Soledad Nte-284 Soledad Nte-269

BLOQUE SOLEDAD SECCION III Ahuatepec 1 Soledad Norte 94 Soledad Norte 187 Soledad Norte 284 Soledad Norte 269

W

BLOQUE SOLEDAD SECCION III Ahuatepec 1 Soledad Norte 94 Soledad Norte 187 Soledad Norte 284 Soledad Norte 269

E

En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual se pueden observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico notándose el buen desarrollo en las formaciones del Jurásico Superior, presentes en el pozo Ahuatepec-1.

76

Bloque Soledad Productores en Mesozoicos: 36 pozos productores de aceite y gas. (1) Fm Méndez. Qoi: 1459 Bls/d, (32) Fm. Tamabra. Qoi: 1522 @ 44 Bls/d, (1) Fm. Tamaulipas Sup. Qoi: 223 Bls/d y (2) Fm. Tamán. Qoi: 2126 @ 126 Bls/d. Manifestaciones de gas y/o aceite: 16 pozos con manifestaciones de gas y/o aceite durante la perforación de las Fms. : Méndez, San Felipe, Agua Nueva, Tamabra, Tamán . Tamaulipas ( Sup. e Inf.) y Impregnación en núcleos y muestras de canal: 50 pozos con impregnación de aceite en las Fms. Méndez, San Felipe, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas (Sup. e Inf.), Pimienta y Tepexic. Terminación: 36 pozos terminados con TP de 2-7/8’’ (100 %). Fluyeron: 36 pozos fluyeron a la Presa (100 % ). Tratamiento: 36 pozos con Estimulación Acida (100 % ) 77

Bloque Soledad

78

Resumen Infraestructura Soledad Datos infraestructura Numero pozos

492


186 / 279


175*

Numero Macroperas

349


8


2


-

MSP

0

TBP

17

Ductos (km totales)

38.2 km

BS Soledad I BS Soledad II

EC Soledad

79

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Soledad tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos

Expectativas de Producción de Aceite Bloque Soledad Mbd 50 45 40 35 30 25

Mesozoico Activo

20 15 10

Terciario

5 0 2014

2018

2022

2026

2030

2034

Actividad Física

2038

2042

2046

2050

2014-2052

Pozos Terciario

424

Pozos Mesozoico

211

80

80

Soledad

81

Bloque Miquetla

82


Miquetla Ultima Producción (30/06/2012)

Aceite: 886 Gas: 2,519 1P =


Bpd Mscfpd

20.6 Mmbpce

2P = 179 .0 Mmbpce 3P =

247.6 Mmbpce

Área Numero de Pozos (dentro del área) Fecha de descubrimiento Tipo de Hidrocarburo

112 Km2

Campos

Miquetla, Coyol y Palo Blanco.

123 pozos 1948 35° API

Aceite: 10,767 Mbls Gas: 2,042 Mmscf Mesozoico Aceite: 899.0 Mbls Gas: 68.9 Mmscf

Terciario

Producción Acumulada Recursos prospectivos (Mesozoico)

86.0 Mmbpce

CAMPOS: Miquetla  Palo Blanco 3,000



3,000

2,500

2,500

2,000

2,000

D P B

1,500

Yacimiento Terciario  Mesozoico 

1,000

1,500

500

0

1,000

72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

500

0

AÑOS 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

83

Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Miquetla _MIQUETLA_S2 SW a- 1 Calamin

ETLA

Miquetla-677

Sección II BLOQUE_MIQUETLA_S2 SW Miquetla-19

Miquetla-14

Miquetla-45

NE Miquetla-121

NE

BLOQUE MIQUETLA

SECCION II

7

1

Calamina 1 Miquetla 677 Miquetla 19 Miquetla 14 Miquetla 45 Miquetla 121

En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual se pueden observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico notándose el buen desarrollo en las formaciones del Jurásico Superior, presentes en el pozo Miquetla-121.

84

Bloque Miquetla Productores en Mesozoicos: 75 productores de aceite y gas. (72) Fm. Tamabra Qoi: 1006 @ 13 Bls/d, (2) Fm Tamaulipas Sup. Qoi: 63 BPD y (1) Fm. San Andrés. Qoi: 63 BPD Manifestaciones de gas y/o aceite: 7 pozos con manifestaciones de gas durante la perforación de las Fms. : Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas ( Sup. e Inf.), Pimienta Santiago y Tamán. Impregnación en núcleos y muestras de canal: 101 pozos con impregnación de aceite en las Fms. Méndez, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas (Sup. e Inf.), Pimienta, San Andrés, J. Chipoco y Tamán. Terminación: 75 pozos terminados con TP de 2-7/8’’ (100 %).

Fluyeron: 73 pozos fluyeron a la Presa (97 % ). 2 pozos fluyeron a la Batería (3 %). Tratamiento: 75 con Estimulación Acida (100 % )

85

Bloque Miquetla

86

Resumen Infraestructura Miquetla Datos infraestructura Numero pozos

123


60 / 46


58 *

Numero Macroperas

117


2


1


-

MSP

-

TBP

4

BS Miquetla I

EC Miquetla

BS Miquetla II

Ductos (km totales) 87

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Miquetla tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos

Expectativas de Producción de Aceite Bloque Miquetla Mbd 50 45 40 35 30 25

Mesozoico

Activo

20 15

Terciario

10 5 0 2014

2018

2022

2026

2030

2034

Actividad Física

2038

2042

2046

2050

2014-2052

Pozos Terciario

700

Pozos Mesozoico

165 88

Miquetla

89

Bloque Humapa

90


Humapa Ultima Producción (30/06/2012)

Aceite: 1,175 Gas: 2,148 1P =


Bpd Mscfpd

16.7 Mmbpce

2P = 262.2 Mmbpce 3P =


341.4 Mmbpce

Área Numero de Pozos (dentro del área) Fecha de descubrimiento Tipo de Hidrocarburo

128 Km2

Campos

Coyol

42 pozos 1956 27° API Humapa



157.5 Mmbpce HUEHUET EPEC-1

CAMPOS:


 



Coyol Humapa

D P B

AÑOS

91

Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Humapa BLOQUE_HUMAPA_S1 Sección I NW SE Palmar-1

Humapa-1044

SE

Bornita-1

BLOQUE_HUMAPA_S1 Humapa-2073 Sección I NW Palmar- 1

Humapa- 1044 Bornita- 1

SE

BLOQUE_HUMAPA_S1 BLOQUE_HUMAPA_S1

Humapa- 2073

BLOQUE HUMAPA

BLOQUE SECCION IHUMAPA Palmar 1 SECCION Humapa 1044 Bornita 1 Palmar 1 Humapa 2073

I

BLOQUE HUMAPA SECCION I

Humapa 1044 Bornita 1 Humapa 2073

Palmar 1 Humapa 1044 Bornita 1 Humapa 2073

BLOQUE HUMAPA SECCION I

Palmar 1 Humapa 1044 Bornita 1 Humapa 2073

NW

NW

SE

SE

En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual se puede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico notándose el buen desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior.

92

Bloque Humapa Productores en Mesozoicos: 2 productores de aceite y gas. (1)prueba de formación Fm Tamaulipas Sup. Obturado por producir aceite viscoso. 1 prueba de producción fluyó aceite , gas y agua (Fw:12-18% y PH: 5-7), taponado improductivo. Manifestaciones de gas y/o aceite: : 2 pozos con gasificaciones durante la perforación de las Fms. Agua Nueva, Tamaulipas ( Sup. e Inf.), Horizonte Otates, Tamán y Tepexic. Impregnación en núcleos y muestras de canal: 2 pozos con impregnación de aceite en las Fms. Tamaulipas (Sup. e Inf.), Horizonte Otates y Tepexic. 1 Pozo con análisis cuantitativo de los registros que indica buenas porosidades y Sw.

Terminación: 2 pozos terminados con TP de 2-7/8’’ (100 %). Fluyeron: 2 pozos fluyeron a la Presa (100 % ).

Leyenda Tamaulipas superior e inferior (2 POZOS) Palmar-1:Fluyó aceite gas y agua (Fw: 12-18%), sin medidas. Taponado improductivo. Balsas-1:Productor de aceite viscoso. Sin medidas. Taponado aceite no comercial.

Tratamiento: 2 pozos con Estimulación Acida. (100 %) 93

Bloque Humapa Datos infraestructura Numero pozos

42


30 / 8


20


18 -


-


-

MSP

2

TBP

-

Ductos (km totales)

0.5 94

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Humapa t anto en sus objetivos terciarios como mesozoicos

Expectativas de Producción de Aceite Bloque Humapa Mbd 50 45 40 35 30

Mesozoico

25

Activo

20 15

Terciario

10 5 0 2014

2018

2022

2026

2030

2034

Actividad Física

2038

2042

2046

2050

2014-2052

Pozos Terciario

830

Pozos Mesozoico

186 95

Humapa

96

Bloque Miahuapan

97


Miahuapan Ultima Producción (30/06/2012)


Aceite: Gas:

348 372

Bpd Mscfpd

1P =

2.8

Mmbpce

2P = 150.6 Mmbpce 3P =

430.8 Mmbpce


128 Km2 54 pozos 1948 33° API Miahuapan Zapotalillo

Tejada

Terciario Aceite: 42.2 Mbls Producción Acumulada Gas: 5.7 Mmscf Mesozoico Aceite: 3,400 Mbls (Terciario)

Gas: 4,651 Mmscf Recursos prospectivos (Mesozoico)

101.4 Mmbpce

CAMPOS: 1,200

D P B 1,000

Yacimiento Mesozoico  Terciario

Zapotalillo

 Miahuapan  Tejada 



800

600

400

200

0

AÑOS

76 76 77 78 79 79 80 81 82 82 83 84 85 85 86 87 88 88 89 90 91 91 92 93 94 94 95 96 97 97 98 99 00 00 01 02 03 03 04 05 06 06 07 08 09 09 10 11 12

98

Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Miahuapan

Sección II Zapotalillo-1 Independencia-3 Zapotalillo-12

Zapotalillo-18

Tejada-14

Tejada -61

Huizotate-10

SE

NW

SE

En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual se puede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico notándose el buen desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior.

99

Bloque Miahuapan Productores en Mesozoicos: 29 productores de aceite y gas. (26) Fm. Tamabra. Qoi: 673 @ 25 Bls/d, (1) Fm. Tamaulipas Sup. Qoi: 88 Bls/d (1) Fms Tamaulipas Inf + Pimienta. Qoi: 1849 Bls/d y (1) Fm Tamán. Qoi: 195 Bls/d. Manifestaciones de gas y/o aceite: 11 pozos con gasificaciones durante la perforación de las Fms: Brecha, Méndez, Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas ( Sup. e Inf.) y Tamán. Impregnación en núcleos y muestras de canal: 29 pozos con impregnación de aceite en las Fms. San Felipe, Tamabra, Tamaulipas (Sup. e Inf.), Pimienta y Tamán. Terminación: 29 pozos terminados con TP de 2-7/8’’ ( 100 %). Fluyeron: 29 pozos fluyeron a la Presa (100 % ). Tratamiento: 29 con Estimulación Acida. (100 % ) 100

Bloque Miahuapan

101

Infraestructura Miahuapan Datos infraestructura Numero pozos

54


11 / 16


11*


46 1


-


-

MSP

-

TBP

-

Ductos (km totales)

13

BS Tejada

102

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Miahuapan tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos

Expectativas de Producción de Aceite Bloque Miahuapan Mbd 50 45 40 35 30 25

Mesozoico

Activo

20 15

Terciario

10 5 0 2014

2018

2022

2026

2030

2034

Actividad Física

2038

2042

2046

2050

2014-2052

Pozos Terciario

680

Pozos Mesozoico

188 103

Miahuapan

104

Conclusiones El proyecto Aceite Terciario del Golfo contiene alrededor del 39 % de las reservas totales del país con grandes retos tecnológicos a superar para su extracción. Se ha demostrado que con estudio, tecnología y sincronía de la cadena productiva, se puede hacer viable el desarrollo de yacimientos no convencionales como lo es Chicontepec. El crecimiento en la producción de aceite del ATG, ha contribuido de manera significativa a alcanzar los Actualmente niveles de producción deesta la Región y coadyuvar satisfacerde la demanda interna del país. el proyecto migrando hacia unaaestrategia pozos no convencionales. Para complementar los esfuerzos en el desarrollo del potencial de Chicontepec, se encuentra en proceso de licitación Pública Internacional, la 3ª Ronda de Licitaciones CIEP de PEP en el ATG con 6 áreas. Las Seis áreas propuestas bajo el esquema de Contratos Integrales de Exploración y Producción en el ATG, en una extensión de 953 Km2 cuentan con reservas remanentes 3P, volumen srcinal suficiente y recursos prospectivos que son atractivos. La producción de aceite y gas es marginal, con amplio potencial de desarrollo. Estas áreas demandan nuevas tecnologías y mejores prácticas. 105

Chicontepec.pdf

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