• DESCUBRIMIENTOS RECIENTES DE ACEITE LIGERO, GAS Y


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    • Abstract: DESCUBRIMIENTOS RECIENTES DE ACEITE LIGERO, GAS YCONDENSADO EN LA SONDA DE CAMPECHE.Lazaro R. Moreno Lara, Ma. Alicia Cruz Rodriguez, Eleazar Vera Aquino, yFrancisco Treviño García. PEMEX Exploración y Producción. Activo Regional

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DESCUBRIMIENTOS RECIENTES DE ACEITE LIGERO, GAS Y
CONDENSADO EN LA SONDA DE CAMPECHE.
Lazaro R. Moreno Lara, Ma. Alicia Cruz Rodriguez, Eleazar Vera Aquino, y
Francisco Treviño García. PEMEX Exploración y Producción. Activo Regional
de Exploración, RMSO.
Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México.
El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico
con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.
RESUMEN 37 °API; mientras que el Etkal-1 de gas y
condensado de 54 °API; ambos en rocas
La Sonda de Campeche ha sido tradicionalmente carbonatadas y dolomitizadas de la Brecha del
un área productora principalmente de aceites Paleoceno-Cretácico Superior.
pesados y ligeros, existiendo también una franja
que produce gas y condensado y aceites Durante el 2004, el Activo Regional de Exploración
superligeros. La principal producción proviene de investigó el potencial del Jurásico Superior
rocas carbonatadas dolimitizadas de la Brecha del Kimmeridigiano en facies fuera de los bancos
Paleoceno-Cretácico Superior, carbonatos oolíticos, tradicionalmente productores en la Zona
fracturados del Cretácico superior al inferior, Marina, con la perforación de los pozos
dolomías del Jurásico Superior Kimmeridgiano y exploratorios Tumut-1 y Wayil-1, así como el pozo
arenas del Oxfordiano. Pokoch-1 que se encuentra dentro de los bancos
oolíticos, los cuales descubrieron nuevos
En la Región Marina Suroeste, recientemente se yacimientos de aceite ligero de 43 a 30° API en el
han logrado nuevos descubrimientos de Jurásico Superior Kimmeridigiano, estos
yacimientos de aceite ligero, gas y condensado, descubrimientos han venido a romper un paradigma
dichos descubrimientos se encuentran en el Pilar en lo que se refiere a encontrar producción en el
de Akal y muy cercanos a instalaciones de Jurásico Superior Kimmeridgiano en facies fuera de
producción. los bancos oolíticos.
Los principales campos productores de
hidrocarburos en la Región Marina Suroeste son En este mismo año, con la perforación del pozo
Chuc, Caan, Abkatun y Pol para el yacimiento de la exploratorio Etkal-101 se descubrió otro yacimiento
Brecha del Paleoceno-Cretácico Superior y Och, de gas y condensado de 49 °API en rocas
Uech, Kax y Taratunich para el Jurásico Superior carbonatadas y dolomitizadas de la Brecha del
Kimmeridgiano, éste último también productor en la Paleoceno-Cretácico Superior.
Brecha del Paleoceno-Cretácico Superior; debido a
la madurez en la explotación de dichos campos y Las reservas incorporadas hasta la fecha, con estos
ante su inminente declinación, la actual 6 yacimientos son del orden de 259 MMbpce;
Subdirección Técnica de Exploración (SCTER) se dichos descubrimientos revisten gran importancia
comprometió ante la Dirección General de PEP a debido a su cercanía a infraestructura de
impulsar y apoyar en el área el rastreo, generación producción ya instalada y tirantes de aguas
y aprobación de localizaciones exploratorias someros entre 20 a 50 m, lo que permitirá su pronta
mesozoicas con el objetivo de restituir las reservas incorporación a la plataforma de producción de la
adicionando nuevos campos a la plataforma de Región Marina Suroeste.
producción de la región.
Estos éxitos exploratorios nos alientan a re-evaluar
El cambio de estrategia exploratoria a nivel nacional áreas cercanas o bloques adyacentes a campos
del aceite al gas no asociado en el Terciario productores existentes, integrando los datos de
durante los años 2001 y 2002 difirió temporalmente pozos recientes con la nueva información sísmica
la perforación exploratoria para el Mesozoico, adquirida, lo cual nos podrá permitir delinear
misma que se retomó a finales del 2002 con el posibles estructuras de interés económico petrolero
inicio de la perforación del pozo Homol-1 y seguida que anteriormente pasaron desapercibidas.
de Etkal-1, los cuales terminaron en el 2003: El
pozo Homol-1 resultó productor de aceite ligero de
1
OBJETIVO
Antecedentes
Dar a conocer los nuevos descubrimientos de
Los nuevos yacimientos descubiertos de aceite
aceite ligero, gas y condensado de la Región
ligero y de gas y condensado, se ubican
Marina Suroeste que ayudarán a restituir reservas y
geológicamente hablando, en el Pilar de Akal y
a incrementar ó mantener la plataforma de
pertenecen al Proyecto de Inversión Integral Chuc;
producción.
una variante exploratoria del Proyecto Campeche,
el cual desde su inicio en el año 2002, contempló la
perforación de 8 localizaciones exploratorias
INTRODUCCION
fundamentalmente de aceite ligero y gas, en un
periodo de 5 años, con una inversión de 2,468
Localización millones de pesos e incorporar una reserva de 257
MMbpce. De estas ocho localizaciones
El área en estudio se ubica al sureste de la exploratorias se han perforado actualmente 6 y son
Republica Mexicana en la Plataforma Continental los que constituyen los recientes descubrimientos
del Golfo de México, frente a las costas de los de aceite ligero( Homol-1, Wayil-1, Tumut-1 y
estados de Campeche y Tabasco (ver figura Pokoch-1) y de gas y condensado (Etkal-1 y 101).
2.1.a).
Estratigrafía
Estratigrafía Regional
La columna sedimentaria conocida a través de los
pozos perforados en la Región Marina de
Campeche varía en edad desde un probable
Jurásico Medio Calloviano al Reciente,
desconociéndose hasta la fecha con certeza las
características del basamento que soporta a esta
columna, aunque se supone la existencia de un
basamento magnético a profundidades entre 12,000
y 14,000 m, frente a las costas de Tabasco y
Campeche, respectivamente (según reportes
inéditos de Petróleos Mexicanos).
Angeles (1986), estableció la existencia de 14
Figura 2.1.a. - Mapa de ubicación de los campos de la
litofacies o unidades litoestratigráficas para el
Región Marina Suroeste. Mesozoico en la Región Marina de Campeche;
utilizando una denominación de la “A” hasta la “H”
La producción en la Sonda de Campeche se inicia para las unidades del Jurásico Superior, para el
en 1976 y rápidamente se incrementa con los Cretácico se usaron números nones del “1” al “11”.
descubrimientos de grandes campos como el Ku
(5000 MMbpce) y Pol (2000 MMbpce). Los mayores La Unidad “A” corresponde al J.S. Oxfordiano; para
descubrimientos se dieron en los 80´s con Abkatun el J. S. Kimmeridgiano son cuatro unidades “B, C, D
(5800 MMbpce), Caan (2600 MMbpce), Cantarell y E” (de la más antigua a la más joven); tres para el
(9000 MMbpce) y Chuc(2000 MMbpce). En general Tithoniano: “F, G y H”; dos para el Cretácico
la producción combinada de Campeche y Chiapas- Inferior: “1 y 3”; tres para el Cretácico Medio: “5, 7 y
Tabasco se calcula en cerca del 90 % de todo el 9” y una unidad para el Cretácico Superior: “11”.
aceite producido en México, teniendo la mayor Esta última unidad, García (1990) la subdivide en
producción la Sonda de Campeche. De estos “11A, 11B, y 11C”.
campos productores, el Chuc ha contribuido en
forma relevante en la producción de la Región En general, las rocas depositadas durante el
Marina, aportando su primer barril producido en Mesozoico en la Sonda de Campeche son en su
octubre de 1982 y su producción ascendió mayoría carbonatadas, aunque incluyen también
gradualmente hasta llegar a los 140,000 barriles secuencias evaporíticas-terrígenas, estas rocas
diarios en mayo de 1997. fueron depositadas en un marco general
transgresivo, desarrollándose diferentes ambientes
sedimentarios siendo estos someros durante el
Jurásico Superior Kimmeridgiano, cuenca en el
Tithoniano y cuenca y talud en el Cretácico. La
2
secuencia sedimentaria Cenozoica consiste 943m en Etkal-101, 565m en Wayil-1, 235m en
principalmente de una gruesa columna de Tumut-1 y 292m en Pokoch, lo que nos marca una
sedimentos siliciclásticos marinos. clara tendencia en disminución del espesor hacia el
Oeste.
Estratigrafía Local
El estudio comprende el análisis de la información DESARROLLO
que nos ha dado la perforación de 6 pozos
exploratorios, de los cuales, solo 3 han investigado Metodología
y quedado productores de hidrocarburos en las
rocas de edad Jurásico superior Kimmeridgiano El descubrimiento de estos nuevos campos se llevó
(Tumut-1, Wayil-1 y Pokoch-1) y los otros tres a cabo siguiendo el flujo del proceso exploratorio
(Etkal-1, Etkal-101 y Homol-1) han quedado dentro de la cadena de valor de PEP comenzando
productores en la Brecha-Tp-Ks, ver figura 2.3.2.a, en este caso particular con Incorporación de
sección de correlación. Reservas(I.R.) sin pasar por la etapa de Evaluación
del Potencial(ver figura 3.1.a), por ser ya un área
Pokoch-1 Tumut-1 Wayil-1 Homol-1 Etkal-1 Etkal-101
en etapa madura de exploración. Ya dentro del
W E
Proceso de I.R. se inició con la detección de estas
Ks BTp-Ks oportunidades exploratorias, según se indica en
Km
Ks
Ki
JST
JSK
Figura 3.1.a.- Cadena de valor de PEP
Figura 2.3.2.a.- Sección de correlación entre los
la figura 3.1.b donde se muestra el diagrama de
pozos Pokoch-1, Tumut-1, Wayil-1, Homol-1, Etkal-
flujo del “Proceso de generación y aprobación de
1 y Etkal-101, el nivel de referencia es la cima del
localizaciones exploratorias”, continuando con su
Paleoceno inferior. Nótese el cambio de facies
registro en la base de datos de Exploración
lateral de Este a Oeste pasando de brecha de talud
(BDOE). Después se revisó la información de pozos
a carbonatos del Ks entre Homol-1 y Wayil-1.
y de producción para integrarla a la sísmica
disponible y generar la localización hasta su
aprobación.
La columna Geológica datada va desde el reciente
hasta el Jurásico Superior Kimmeridgiano, en él Anexo 2 del oficio SCTER/5-150/04
área de estudio, donde el espesor penetrado del PEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION Proceso de generación y aprobación de localizaciones exploratorias
Jurásico Superior Kimmeridgiano, sin atravesarlo, Si
Conformación
Localización en estudio
Selección de interpretación Volumétrica, Pg M
es del orden de 300m, el cual en general consiste
Grupo de Trabajo información Documentación
1ra Llave 2da Llave
técnica técnica
de Rocas carbonatadas dolomitizadas con Identificación
oportunidad
(1)
BDOE Calidad y
Cantidad
(2)
intercalaciones de terrígenos (areniscas, limolitas y No
Loc. Aprobada
Técnicamente
Recepción
documento
SCTER
Fecha
aprobación
lutitas). El J.S. Tithoniano es la roca generadora Generación
regional, en ésta zona tiene de 150 a 200v de
Localización Evaluación FORO
Si Aprobada Económica
espesor, la forman intercalaciones de lutitas,
3ra Llave
Histórico de
Validación Técnica Inviocap Perforación pozos
A Exploratorios
limolitas y calizas bituminosas con algunos Final y aprobación
(3)
horizontes arenosos. Se presenta un cambio lateral No
Generación
Memoria de
Localizaciones
de facies de Este a Oeste en el Cretácico superior,
cambiando de Brechas Sedimentarias de Talud en
Dictamen
Baja No ¿se conserva
de BDOE como una
oportunidad
Etkal-1, Etkal-101 y Homol-1 a Carbonatos de mar
o no?
(1) Aplica GDTC Coadyuva GIIGG
Si
(2) Aplica GIIGG Coadyuva CNPS
abierto carbonatado con intercalaciones de algunos (3) Aplica Consejo Técnico
flujos de granos en Wayil-1, Tumut-1 y Pokoch-1, Figura 3.1.b.- Diagrama de flujo del proceso de
ver figura 2.3.2.a, el espesor de todo el Cretácico generación de localizaciones exploratorias.
en los pozos que lo atravesaron (Pokoch-1, Tumut-
1, Wayil-1 y Etkal-101) varía de Este a Oeste desde
3
Interpretación sísmica mayor parte de los anticlinales en el área presenta
una alineación NW-SE producto del esfuerzo
A continuación se describen de una manera muy tectónico compresivo que afectó a la Sonda de
general, los trabajos de interpretación para cada Campeche a finales del mesozoico, teniendo su
una de las estructuras geológicas que comenzaron mayor expresión durante el evento Chiapaneco del
a finales del 1999 y culminaron en el año 2000 con Mioceno Inferior.
sus aprobaciones:
Chuc-Och (Reproceso)
SW INL-32990
NE
TUMUT-1
Localización Tumut-1
Hacia el sur occidente del Campo Chuc, se registró Eo
K
la oportunidad Tumut-1, aproximadamente a 10 km JSK
al SW del pozo Chuc-101, ubicada en el límite del
cubo sísmico Chuc-Och (reproceso de una parte
del Bloque C del Prospecto Operacional Campeche
3D, 1980). Esta sísmica 3D, es de las primeras TUMUT-1 Campeche 3D, Bloque C
adquiridas en la Región Marina con streamer de XL-390
2400 m de longitud de cable, tamaño del Bin de
Eo
25x75 m, pistolas de aire y una longitud de registro
de 5 segundos. K
JSK
La figura 3.2 muestra la ubicación del pozo Tumut- SAL Eo
1 en el cubo sísmico Chuc-Och y las principales K
líneas sísmicas que pasan por la estructura. Para JSK
correlacionar sísmicamente los eventos del Eoceno
Cretácico y Jurásico hacia la loc.Tumut-1 se utilizó Figura 3.2.1.a.- Inline y Crossline en el pozo
una línea sísmica compuesta desde el campo Och Tumut-1 Lev.sísmico Campeche 3D, Bloque “C”,
pasando por el pozo Och-1B, Pich-1, Loc.Tumut-1 y mostrando a la izquierda el mapa del JSK.
Chuc-101. Posteriormente estos horizontes se
correlacionaron por toda la estructura obteniendo
los mapas en tiempo de reflejo para el Cretácico Es importante señalar que aunque los objetivos
Superior y Jurásico Superior Kimmeridgiano que al originales de la localización fueron en un principio el
aplicarle el campo de velocidad correspondiente, se Cretácico y el Jurásico, su autorización definitiva
obtuvieron los mapas en metros utilizados fue solo para el evaluar todo el Play Cretácico.
posteriormente para el cálculo de la volumetría.
El pozo inició el 5 de septiembre de 2003 y su
programa era alcanzar la profundidad total de 4300
m; sin embargo debido a que la columna geológica
Bloque “C”
Campeche 3D.
se levantó casi 200 m con respecto a la cima del
Cretácico Superior pronosticada y que el pozo
cortaba sedimentos del Jurásico Superior
Chuc-Och
(reproceso)
Kimmeridgiano, se decidió ampliarla hasta 4500 m
para evaluar las rocas del Kimmeridgiano. En
XL
Agosto del 2004, se recibió el cubo Tabal-3D con
-3
90
migración post-stack, para su interpretación ver
figura 3.2.1.b.
El pozo terminó el 17 de noviembre del año en
Figura 3.2.a.- Levantamiento sísmico Campeche curso como productor de aceite ligero en rocas del
3D, Bloque “C”, mostrando en rojo el área Jurásico Superior Kimmeridgiano.
reprocesada.
Estilos estructurales.
La línea sísmica 32990, la cual pasa por el pozo
Tumut-1, muestra claramente la estructura anticlinal
limitado por dos fallas inversas; mientras que la
Crossline 390 indica que la parte central de la
estructura está nucleada por sal (figura 3.2.1.a). La
4
regional de rumbo casi Norte que continúa hasta
Cantarell. Creemos que se trate de una falla de
desplazamiento a rumbo, por las implicaciones que
tiene en la distribución de los hidrocarburos, es
decir, gas y condensado en el bloque alto donde
están los pozos Che, Kay, Etkal 1y 101; mientras
que en el bloque bajo tenemos producción de
ligeros en las mismas rocas de la Brecha. La figura
3.2.1.d muestra una línea sísmica casi W-E, que
pasa por los pozos Che-1, Loc. Kuil-1, y Homol-1.
Figura 3.2.1.b.- Línea sísmica Tabal-3D
(longitudinal al eje de la estructura) y la nueva
configuración del J.S. Kimmeridgiano.
Localizaciones Homol-1 y Wayil-1
Al revisar el cubo sísmico Chukua, adquirido en el
año 1995, se detectaron y se registraron dos
nuevas oportunidades mesozoicas llamadas
Homol-1 y Wayil-1 como parte del alineamiento que
viene desde el pozo Kay-1, productor de gas y
condensado en las brechas BTp-Ks (ver figura
3.2.1.c)
Figura 3.2.1.d.- Crossline 4856 interpretada (antes
de la perforación), que une el pozo Che-1 con las
localizaciones.: Kuil-1 y Homol-1
.
Figura 3.2.1.c Mapa de la Brecha (Bloque Chukua La figura 3.2.1.e muestra el plano obtenido de la
3D) Brecha (en metros) con las áreas involucradas para
el calculo de la volumetría en las hojas CEROES
Las estructuras Homol y Wayil fueron interpretadas con la cual fue aprobada la localización en el año
al mismo tiempo por hallarse en el mismo cubo 2000. Los pronósticos en cuanto al tipo de
sísmico, y sus objetivos fueron evaluar el potencial hidrocarburos y la distribución de sus recurso
petrolífero de las Brechas productoras en Che-1 y fueron para gas y condensado en la Brecha.
Kay-1,y su distribución en este bloque bajo, así
como evaluar el play Cretácico productor en el El pozo Homol-1 inició su perforación el 5 de
campo Chuc. noviembre del 2002 y terminó el 31 de agosto del
2003, alcanzando una profundidad total de 5035
Las estructuras Homol y Wayil son anticlinales mvbmr y quedando como productor de aceite ligero
alargados y suaves con dirección de su eje NW-SE. en las brechas del BTp-Ks.
Interceptadas en su porción oriental por una falla
5
Fracturas y
Disolución
Disolución
Fragmento de
Núcleo
Lámina delgada
Figura 4.3.1.a.- Pozo Etkal-1, Núcleo 5, 1er.
Figura 3.2.1.e- Configuración Estructural de la Agujero, obsérvese la intensidad del fracturamiento
Cima de la Brecha BTp-Ks, de la loc. Homol-1, y la disolución en este clasto de la Brecha presente
mostrando sus áreas en colores desde la P10 a la en el campo Etkal. Debido a la naturaleza del
P90(amarillo). núcleo no fue posible disponer de suficientes
fragmentos en condiciones adecuadas para
Roca Almacén efectuarles análisis petrofísicos, en las mediciones
que se logró realizar en los análisis petrofísicos se
obtuvieron valores de porosidad de 22% y
Roca almacén de la Brecha Tp-Ks permeabilidad del orden de los 518md.
Los pozos Etkal-101, Tumut-1 Wayil-1 y Pokoch-1
fueron los que atravesaron todo el Cretácico Roca almacén del Jurásico Superior Kimmeridgiano
observando en estos pozos un aumento de espesor
Como se mencionó anteriormente, Angeles (1986),
hacia el Este, esto se debe a la presencia de las
estableció la existencia de 4 litofacies o unidades
Brechas sedimentarias que se localizan entre el
litoestratigráficas para el Jurásico Superior
Paleoceno Inferior y Cretácico Superior en los
Kimmeridgiano que son las unidades “B, C, D y E”
pozos Etkal-101, Etkal-1 y Homol-1, dichas brechas
(de la más antigua a la más joven), siendo la unidad
forman un excelente yacimiento en estos pozos, el
“E” la cima del J.S. Kimmeridgiano, regionalmente
depósito está formado por series de flujos de
las unidades C y E son carbonatadas, su grado de
escombros (Mudstone a Wackestone y Packstone
abundancia de carbonatos y su espesor
dolomitizados y fragmentos de dolomía)
(particularmente la Unidad E que es la cima del
depositados en un talud distal como producto de la
JSK) está regida por su proximidad ó ubicación
erosión de la plataforma de Yucatán que estuvo
dentro de los bancos oolíticos, las unidades B y D
situada al Noreste del área de estudio, la
contienen mas componentes terrígenos y
Diagénesis que afectó estas rocas incrementó su
anteriormente se consideraban sin interés
calidad como roca almacén ya que se presentan
económico petrolero por su contenido de arcilla, en
dolomitizadas y fracturadas, además, la porosidad y
la región marina de Campeche existía un
permeabilidad también se vio favorecida por la
paradigma relacionado con el JSK, se opinaba que
disolución que nos formó cavernas y porosidad
el Kimmeridgiano solo podría ser productor de
vugular. En la siguiente figura 4.3.1.a se muestra
hidrocarburos si se encontraba dentro de las facies
un fragmento de un núcleo cortado en el pozo
de bancos oolíticos, este paradigma se ha venido
Etkal-1 que es representativo de éstas brechas.
rompiendo con los resultados de los pozos
perforados en facies mas lagunares, o sea fuera de
los bancos oolíticos, se tienen varios ejemplos de
cuerpos de terrígenos que exhiben excelentes
características como roca almacén, los campos
Tumut y Wayil son un buen ejemplo de ello, en el
siguiente capítulo se tratará mas ampliamente el
tema del Modelo sedimentario.
6
La roca almacén donde resultó productor el pozo
Wayil-1 está formada por dolomía arenosa y
arcillosa, micro a mesocristalina, de cristales
subhedrales a anhedrales de textura hidiotópica a
hipidiotópica, con flujos de arenisca de cuarzo fino
a muy fino, de grano subredondeado a
subanguloso, con cementante dolomítico y matriz
arcillosa, bien clasificada, madura; con
intercalaciones delgadas de capas de lutita laminar, Figura 4.3.1.d.- Pozo Figura 4.3.1.e.- Pozo Tumut-1
en partes limolítica; con nódulos y delgadas capas Tumut-1, microscopio microscopio petrográfico 10x.
petrográfico 10x. nx
de anhidrita, de mudstone y de limolita de cuarzo. Lámina delgada del
nx Lámina delgada del Núcleo
6 (4377-4386m). La roca la
La descripción petrográfica se realizó en láminas Núcleo 6 (4377-4386m). forman flujos de granos de
delgadas de muestras de canal, este intervalo fue Anhidrita rellenando cuarzo del tamaño de arena
perforado con barrena pdc, lo cual dificulta el huecos producto de muy fina.
disolución.
análisis litológico y petrográfico. En las siguientes
figuras 4.3.1.b y 4.3.1.c, se muestran
fotomicrografías tomadas de láminas delgadas de
muestras de canal representativas del intervalo
productor:
Figura 4.3.1.f.- Pozo Figura 4.3.1.g.- Pozo
Tumut-1 microscopio Tumut-1 microscopio
petrográfico 10x. nx petrográfico 10x.


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