Uso de monitoreo microsísmico para optimizar fracturamientos hidráulicos en Chicontepec

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3 Ingeniería Petrolera Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. Vol. 54 No. 5 MAYO DE Contenido Editorial Play hipotético pre-sal en aguas profundas del Golfo de México Ing. Lino Rosendo Miranda Peralta Alejandro Cárdenas Alvarado Rodrigo Maldonado Villalón Enrique Reyes Tovar José Ruiz Morales Carlos Williams Rojas Uso de monitoreo microsísmico para optimizar fracturamientos hidráulicos en Chicontepec Ing. Guillermo Gutiérrez Ing. Juan G. García Ing. Eber Medina Ing. MBA. Javier Salguero Aplicación de imágenes de pozo para caracterizar litofacies prospectivas en pozos de aguas profundas Ing. Monserrat Estopier Vera Ing. Javier Contreras, Ing. Leonardo Enrique Aguilera Francisco Espitia Pedro Aviña Toledano Perforación exitosa del pozo Terra 11 horizontal en yacimientos mesozoicos de baja permeabilidad Ing. Aly Giovanni Morán García M. en I. Agustín Moreno Rosas Ing. Guadalupe Rodríguez García IsoMetrix; Isometrically sampled towed-streamer marine seismic data Tim Bunting Pete Watterson Massimiliano Vassallo Foto de portada: Salina Cruz, Oaxaca, México. INGENIERÍA PETROLERA.- Publicación mensual de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre A Piso 12. Col. Verónica Anzures C.P , México D.F., Tels: y Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase de Administración de Correos núm. 1 de México D.F. Distribuido por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Publicación editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P , Del. Benito Juárez, México D.F., Tels: y Edición: 1000 ejemplares. Certificado de licitud de título núm y Certificado de licitud contenido núm ante la Comisión Calificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN Revista Indizada en LATINDEX y PERIÓDICA.

4 Directiva Nacional Presidente Tesorero Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Coordinador Nacional de Fondo de Retiro Directora de la Comisión de Estudios Director de la Comisión Editorial Director de la Comisión Legislativa MI. José Ángel Gómez Cabrera Ing. Jesús A. Mora Moreno Ing. José Luis Fernández Cadó Ing. Juan Manuel Flores Martínez Dra. Alma América Porres Luna MI. Mario Becerra Zepeda Ing. Antonio Sandoval Silva Consejo Nacional de Honor y Justicia M. Carlos Rasso Zamora Ing. Javier Hinojosa Puebla M. Javier Chávez Morales M. Adán E. Oviedo Pérez M. José Luis Fong Aguilar Presidentes Delegacionales Delegación Ciudad del Carmen Ing. José Del Carmen Pérez Damas Delegación Coatzacoalcos M I. Eleuterio Oscar Jiménez Bueno Delegación Comalcalco Ing. Rafael Pérez Herrera Delegación México Ing. Luis Francisco Sánchez León Delegación Monterrey Ing. Carlos Miller Farfán Delegación Poza Rica Ing. Luis Lauro De La Garza Saldívar Delegación Reynosa Ing. José Adalberto Ríos Espit Delegación Tampico Ing. Jorge Alberto Hernández Cantú Delegación Veracruz Ing. Juan Echavarría Sánchez Delegación Villahermosa Ing. Jorge Rodríguez Collado Revista Ingeniería Petrolera Director Editorial MI. Mario Becerra Zepeda Coordinación Editorial Laura Hernández Rosas Ingeniería Petrolera

5 Consejo Editorial Roberto Aguilera University of Calgary Víctor Hugo Arana Ortiz Pemex Jorge Alberto Arévalo Villagrán Pemex José Luis Bashbush Bauza Schlumberger Thomas A. Blasingame Texas A&M University Rodolfo Gabriel Camacho Velázquez Pemex Héber Cinco Ley UNAM Yuri Valerievich Fairuzov UNAM Faustino Fuentes Nucamendi Pemex Néstor Martínez Romero CIPM Michael Prats Consultor EUA Edgar R. Rangel Germán CNH Fernando J. Rodríguez de la Garza Pemex Fernando Samaniego Verduzco UNAM Francisco Sánchez Sesma UNAM César Suárez Arriaga UMSNH César Treviño Treviño UNAM Jaime Urrutia Fucugauchi UNAM Surendra Pal Verma Jaiswal UNAM Robert A. Wattenbarger Texas A&M University Lic. Eva Myriam Soroa Zaragoza Consultora Editorial* Lic. Franco Vázquez Asistencia técnica *Asesoría durante el proceso de revitalización de la revista Ingeniería Petrolera Ingeniería Petrolera 253

6 Editorial Mucho se ha escrito acerca de cómo y por qué se construyeron las pirámides, tanto en Egipto como en México. Sin pretender responder todas las preguntas relevantes, un grupo de científicos del Reino de los Países Bajos cree haber descubierto el método que utilizaron los trabajadores en Guiza para levantar las grandes pirámides egipcias. La Gran Pirámide de Guiza es la más antigua de las Siete maravillas del mundo y la única que aún perdura, además de ser la mayor de las pirámides de Egipto. Fue ordenada construir por el faraón de la cuarta dinastía del Antiguo Egipto, Keops. El arquitecto de dicha obra fue Hemiunu. La fecha estimada de terminación de la Gran Pirámide es alrededor del año 2570 a. C. Fue construida con unos 2,300,000 bloques de piedra, cuyo peso medio es dos toneladas y media, aunque algunos llegan a pesar 70. Estaba recubierta con cerca de 27,000 bloques de piedra caliza blanca, pulidos, de varias toneladas cada uno. Mantuvo ese aspecto hasta principios del siglo XIV, cuando un sismo desprendió parte del revestimiento. Posteriormente, los turcos otomanos utilizaron dicho revestimiento en la construcción de diversas edificaciones en El Cairo. Por qué construyeron los egipcios pirámides como tumbas? Probablemente porque esa forma es característica de la religión solar de los faraones, en la que Ra dios del Sol era el padre de todos los faraones y se había creado a sí mismo un montículo en forma de pirámide en la Tierra. Esa pirámide simboliza los rayos del sol. Las pirámides se solían colocar en el lado occidental del Nilo, porque el alma del faraón debía encontrarse con el disco solar antes de su descenso. De acuerdo con el artículo publicado a principios de mayo en el sitio de ciencia de BBC Mundo, las pirámides fueron construidas hace miles de años, cuando no había excavadoras ni grúas, por lo que siguen maravillando al mundo y a la ciencia debido al enorme esfuerzo e ingenio desplegado en su construcción. Para elevar las imponentes pirámides los egipcios tuvieron que trasladar gigantescos bloques de piedra y estatuas de toneladas de peso por el desierto, y para ello utilizaron grandes trineos de madera. El enorme operativo que debieron desplegar habla del gran conocimiento técnico y organizativo de esta civilización, que empleó métodos, por demás simples. Lo que acaban de descubrir los expertos en física de la Fundación para la Investigación Fundamental sobre la Materia (FOM) y los de la Universidad de Ámsterdam, es que usaban un truco simple y efectivo para facilitar el paso de los pesados trineos de madera cargados con piedras: humedecer la arena por la que se deslizaban. Al usar la cantidad adecuada de agua, dicen los científicos, eran capaces de reducir a la mitad el número de obreros necesarios para arrastrar los trineos. Demostramos, en forma experimental, que la fricción deslizante sobre arena se reduce enormemente al añadir un poco pero no mucho de agua, dice el estudio cuyo equipo lideró el profesor Daniel Bonn y sus resultados los publica la revista especializada Physical Review Letters. Quienes han construido castillos de arena en la playa podrán entender fácilmente lo que plantean los científicos: es prácticamente imposible mantener la forma con un montón de arena seca, y es igualmente difícil hacerlo cuando la arena está demasiado empapada. La clave está en la cantidad justa de humedad. Los investigadores sostienen que para facilitar la tracción de los pesados trineos por el desierto, lo más probable es que los egipcios hicieran justamente eso, mojar la arena frente al trineo. Según han demostrado sus experimentos, la humedad justa de la arena reduce a la mitad la fuerza necesaria para empujar un objeto. Dado que sobre la arena húmeda el peso se desliza mejor, crearon en el laboratorio una versión del trineo egipcio y lo colocaron sobre una superficie de arena. Allí determinaron la fuerza requerida y la firmeza de la arena de acuerdo con la cantidad de agua presente. Para 254 Ingeniería Petrolera

7 medir la firmeza utilizaron un reómetro, instrumento de laboratorio que se emplea para observar cómo fluye un líquido o una mezcla bajo la acción de fuerzas externas. Con él constataron que la fuerza necesaria para mover el trineo disminuía de manera proporcional a la firmeza de la arena. La razón es que cuando se agrega agua a la arena surgen los llamados puentes capilares, pequeñas gotitas de agua que unen a los granos entre sí. En presencia de la cantidad correcta de agua, la arena húmeda del desierto es alrededor de dos veces más firme que la arena seca, de acuerdo con los físicos de los Países Bajos. Por lo tanto, un trineo se desliza con mucha más facilidad sobre arena firme, simplemente porque ésta no se acumula delante del vehículo como lo hace la arena seca. De acuerdo con los científicos holandeses, los constructores egipcios conocían este útil truco, y como prueba señalan la pintura en una de las paredes de la tumba de Djehutihotep, jefe de una región del Alto Egipto durante los reinados de Amenemhat II, Sesostris II y Sesostris III ( a.c.), que muestra claramente a una persona parada en la parte delantera de un trineo arrojando agua sobre la arena. Además de revelar algo más sobre la destreza de aquella fascinante y antigua civilización, estos resultados también son interesantes por sus potenciales aplicaciones modernas, aseguran los autores. En realidad, aún no se comprende del todo el comportamiento físico de los materiales granulares como la arena, los que, sin embargo, son muy comunes. El asfalto, el hormigón y el carbón son otros ejemplos. Los científicos creen que este descubrimiento puede ser útil para optimizar el transporte y el procesamiento de material granular, que actualmente representa alrededor de 10% del consumo de energía en el mundo. Para su época, las pirámides muestran el gran conocimiento de los técnicos egipcios y su capacidad de organización para construir dichos monumentos con medios tan simples. No se sabe con certeza cómo se construyeron las pirámides, pues no hay documentos que lo describan. Se cree que utilizaron piedra escuadrada, piedra sin tallar, adobe y varias técnicas en la construcción de sus núcleos: apilamiento de bloques, muros resistentes que conforman espacios rellenos, etc. La hipótesis más aceptada es que primero aplanaban el terreno rocoso y excavaban canales para inundarlos de agua y así poder marcar líneas de nivel con las que preparaban la superficie horizontal. Posteriormente, rellenaban los surcos. A continuación excavaban la cámara subterránea y comenzaban la edificación. La mayoría de los bloques de piedra eran cortados en canteras próximas al lugar de construcción. Otros, se transportaban desde las canteras del sur con ayuda de gigantescas barcazas. Los bloques se colocaban sobre trineos y se arrastraban hasta su emplazamiento definitivo. Se cita que a Herodoto le relataron que los egipcios comenzaban con la construcción de una serie de gradas. Después subían los bloques desde el suelo a la primera grada, luego a la segunda, y así sucesivamente. Este método, sin rampas, es el modo más lógico para construir y fue utilizado por griegos, romanos, maestros de obras medievales, etc. Otra posibilidad es que la construcción se realizara formando una gran rampa de arena que aumentaba de altura y ancho según crecía la pirámide. Esta rampa incrementada presenta, entre otras, la dificultad de ampliar la rampa, además del enorme volumen de ésta, superior incluso al de la pirámide, sin contar el trabajo requerido para montarla y desmontarla. Finalmente, se piensa que pudieron haber utilizado rampas múltiples; de esa manera, levantaban las piedras sobre cada rampa para acceder al siguiente nivel. De haber sido así, los arquitectos habrían tenido que resolver, entre otras, la dificultad que supone colocar los últimos bloques de cada nivel. Fraternidad y Superación Ingeniería Petrolera 255

8 Artículo arbitrado Play hipotético pre-sal en aguas profundas del Golfo de México Ing. Lino Rosendo Miranda Peralta Alejandro Cárdenas Alvarado Rodrigo Maldonado Villalón Enrique Reyes Tovar José Ruiz Morales Carlos Williams Rojas Pemex Información del artículo: recibido: enero de 2013-aceptado: mayo de 2014 Resumen Con la campaña de adquisición sísmica 2GM2D en aguas profundas del Golfo de México, se identifica una secuencia sedimentaria pre-salina que puede constituir un play hipotético prospectivo en la búsqueda de hidrocarburos. El paquete sedimentario pre-salino tiene una extensión amplia; bordea la plataforma continental del Bloque Yucatán al oeste y norte. Se encuentra entre el nivel base de sal, del Calloviano y las rocas cristalinas de basamento; la edad puede ser del Jurásico Medio-Triásico y aún Paleozoico. La reconstrucción tectónica antes de la apertura del Golfo, ubica al Bloque Yucatán al sur de la franja Apalachiana Marathon-Ouachita del Paleozoico Superior. El alineamiento resultante conlleva a buscar rocas análogas en el sureste de Estados Unidos y al oriente de México, por debajo de la cubierta sedimentaria cenozoica. Los terrenos tectono-estratigráficos en México y EUA muestran una imagen del mosaico de bloques que conforman la región, entre ellos Yucatán. Adicionalmente, con la integración de la información de gravimetría y magnetometría se busca caracterizar la cuenca y el sistema petrolero. La secuencia pre-sal puede conceptualizarse como play, de la misma forma que en el Oeste de África y en Brasil, donde la secuencia pre-sal es del Cretácico Inferior. Esta área de interés podría convertirse en una provincia geológica prospectiva, con gran potencial petrolero y en el futuro podría probarse el concepto del play pre-sal, con un pozo de sondeo estratigráfico, que contribuya con el objetivo de evaluar el potencial petrolero en aguas profundas del Golfo de México. Palabras clave: Play presal, aguas profundas, Golfo de México. 256 Ingeniería Petrolera VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 ISSN

9 Ing. Lino Rosendo Miranda Peralta, Alejandro Cárdenas Alvarado, Rodrigo Maldonado Villalón Enrique Reyes Tovar, José Ruiz Morales, Carlos Williams Rojas Pre-salt hipothetical play in deepwater Gulf of Mexico Abstract A pre-salt sequence was identified by Pemex with a recent 2D seismic acquisition campaign in deepwater Gulf of Mexico. This sequence can constitute a new hypothetical prospective play in search for hydrocarbons. The pre-salt sedimentary package is wide spread and borders the northern and western sides of the Yucatan block. It is lying between the base level of Jurassic salt and crystalline basement rocks. The range in age can be of middle Jurassic to Triassic and even Paleozoic. Two seismic facies were identified, they are separated by an angular unconformity and both suggest a marine and transitional origin that could contain source and reservoir rocks. We focus on tectonic reconstruction before the opening of the Gulf of Mexico; when Yucatan block was located in the south of the Appalachian Marathon-Ouachita belt of Late Paleozoic, in order to understand its origin and geological characteristics. The tectonostratigraphic terranes in Mexico and the USA show a mosaic blocks forming this region, where Yucatan block is located. The hypothetical play can be regarded as pre-salt play as has happened in similar conditions at West Africa and Brazil. This area of interest could become a prospective geological province with great hydrocarbon potential where 3D seismic and more detailed study could be necessary: play and prospect studies, petroleum systems modeling have to be done to propose a wildcat to test this play. Keywords: Pre-salt, deepwater, Gulf of Mexico. Introducción A partir de 2010 Pemex efectuó una campaña de adquisición sísmica 2D en la parte oriental del Golfo de México, para realizar los estudios exploratorios necesarios que permitieran identificar los recursos prospectivos del área y que contribuyan a evaluar el potencial petrolero en aguas profundas. Esta amplia región del territorio mexicano es un área frontera que se encuentra en su fase inicial de evaluación del potencial. Las etapas siguientes del proceso exploratorio, de incorporación de reservas, de caracterización inicial y delimitación de yacimientos, ya se están cumpliendo con los pozos exploratorios paramétricos productores en objetivos terciarios, con la finalidad de reducir el tiempo del ciclo exploración-producción. Aquí se tratarán las actividades de evaluación del potencial enfocadas en la secuencia sedimentaria pre-salina, para definir el marco geológico regional, el tipo de cuenca, el funcionamiento del sistema petrolero, la identificación de áreas de oportunidad y la propuesta de una estrategia para continuar. Marco geológico regional Información sísmica, de gravimetría y magnetometría. La información consiste de más de 15,700 km lineales de sísmica 2D de buena calidad, que cubren una extensión de 237,000 km 2, Figura 1. VOL. 54 No. No. 5, MAYO 2014 ISSN Ingeniería Petrolera 257

10 Play hipotético pre-sal en aguas profundas del Golfo de México, p.p Figura 1. Mapa de ubicación del área de estudio. El levantamiento sísmico GM2D tuvo una longitud de cable de 12 km y 13 segundos de grabación, obteniéndose una imagen de buena calidad. Al mismo tiempo se obtuvo información de gravimetría y magnetometría, que se integró a los modelos regionales del Golfo de México. El paquete sedimentario pre-salino tiene una extensión amplia, bordea la plataforma continental del Bloque Yucatán al oeste y norte; en este lado tiene una longitud de más de 700 km. Se encuentra por abajo del nivel base de la sal, del Jurásico Superior Calloviano y por encima de las rocas cristalinas del basamento; su aspecto es estratificado, sugiriendo una progradación del margen de la cuenca. Su espesor es considerable y llega a tener más de 5,000 m. La edad de esta secuencia sedimentaria puede ser del Jurásico Medio-Triásico, e inclusive Paleozoico, Figura Ingeniería Petrolera VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 ISSN

11 Ing. Lino Rosendo Miranda Peralta, Alejandro Cárdenas Alvarado, Rodrigo Maldonado Villalón Enrique Reyes Tovar, José Ruiz Morales, Carlos Williams Rojas Figura 2. Muestra la distribución de la secuencia pre-sal, su posición estratigráfica y el aspecto sísmico de sus horizontes estratificados. La secuencia pre-sal se encuentra en un mínimo gravimétrico en el mapa de anomalía de Bouguer, lo cual puede ser el resultado en el incremento del espesor de la columna sedimentaria, debido a la secuencia pre-salina. Al norte y oeste la limita un máximo gravimétrico que comúnmente se ha identificado como el límite de la corteza oceánicacontinental. En el mapa de reducción al polo la secuencia pre-sal está sobre una anomalía magnética negativa, que bordea al bloque Yucatán, donde las anomalías magnéticas tienen orientación contrastante. En el modelo de densidad obtenido se muestran los valores asignados a la columna sedimentaria del Terciario, Mesozoico y por debajo del nivel base de la sal, la secuencia pre-salina, Figura 3. Aquí se aprecia la forma en que la secuencia pre-salina tiene un valor de 2.6 gr/cc; se acuña entre las rocas de la corteza y la base de la columna sedimentaria del Jurásico. Figura 3. En el perfil de densidad se muestran los valores asignados a las diferentes rocas de la columna sedimentaria, de la corteza y del manto superior. VOL. 54 No. No. 5, MAYO 2014 ISSN Ingeniería Petrolera 259

12 Play hipotético pre-sal en aguas profundas del Golfo de México, p.p Con la información sísmica y de métodos potenciales se construyó un modelo inicial en profundidad, el cual se propuso a partir de la base de la corteza o discontinuidad de Mohorovicic, tomando como base el modelo de Airy- Heiskanen. La cima del basamento magnético se calculó de los datos de intensidad magnética total. Esta superficie es la base de la columna sedimentaria representada en la imagen sísmica, donde también se representan la base de la sal autóctona y la cima del Cretácico, Figura 4. Figura 4. Modelo inicial en profundidad de la discontinuidad de Mohorovicic, cima del basamento magnético (A) y sección sísmica representando estas superficies y el nivel base de la sal y la cima del Cretácico (B). La profundidad del basamento magnético en esta porción de aguas profundas va de 10 a 16 km, presenta altos estructurales que bordean al bloque de Yucatán. La superficie de la discontinuidad de Mohorovicic se distribuye de una forma regular, profundizándose desde 17 km al norte y oeste hacia el bloque Yucatán, donde alcanza profundidades de 30 km. De esta forma se construyen perfiles de la corteza que permiten establecer los tipos de basamento, de cuenca y sus límites; parámetros que se usan en el modelado geológicogeoquímico del sistema petrolero. Marco estratigráfico Al sur de la provincia salina en mar y tierra ha sido posible detectar imágenes sísmicas de secuencias sedimentarias por debajo del nivel base de la sal; en la primera de ellas, la interpretación de facies sísmicas indica ambientes sedimentarios fluviales, transicionales y marinos (IMP, 2008). La presencia de la secuencia pre-sal es de una extensión regional en el mar y en tierra hay afloramientos y pozos perforados que señalan rocas sedimentarias en la misma posición estratigráfica, entre el Jurásico Medio y sobre el basamento magnético cristalino. 260 Ingeniería Petrolera VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 ISSN

13 Ing. Lino Rosendo Miranda Peralta, Alejandro Cárdenas Alvarado, Rodrigo Maldonado Villalón Enrique Reyes Tovar, José Ruiz Morales, Carlos Williams Rojas En el centro de México, en el área de Huayacocotla, Ver., sobre el basamento cristalino conocido como Gneis Huiznopala, se depositaron rocas sedimentarias marinas de la Formación Guacamaya del Paleozoico Superior; enseguida se encuentran rocas aluviales de la Formación Huizachal del Triásico Superior y rocas de ambiente marino somero y continental de la Formación Huayacocotla del Jurásico Inferior, Figura 5. (SGM, 1997). En el sur de México, en la Sierra de Chiapas, sobre el complejo metamórfico Sepultura se encuentran meta sedimentos de la Formación Chacus del Paleozoico Superior Carbonífero y carbonatos marinos someros del Pérmico, por encima lechos rojos de la Formación Todos Santos del Jurásico Inferior. Algunos pozos perforados en tierra han penetrado por debajo de las rocas del Jurásico Medio y han cortado parte de estas columnas mencionadas en los afloramientos de superficie, como los pozos San Javier-1 y Metate-1 en el norte y Raudales-1 en el sur, entre otros. Estas son las rocas que esperaríamos encontrar para la secuencia pre-sal en aguas profundas, con sus variaciones laterales de facies y de espesor. La diferencia entre la base y cima y base de los horizontes sísmicos interpretados, nos indica el comportamiento de su espesor con la formación de varios depocentros en donde llega a alcanzar hasta 6000 m, Figura 5. Y estaría constituida en la base por rocas del Paleozoico (clásticos profundos y carbonatos someros) de una etapa anterior al rift y del Triásico-Jurásico (capas rojas con influencia lagunar y marina) como resultado del evento tectónico sedimentario de rift, hacia la parte superior. Figura 5. Marco geológico regional con afloramientos, pozos y evidencia sísmica de las rocas con posición estratigráfica similar a la secuencia pre-sal. El conjunto de datos que se conocen de las localidades del Triásico-Jurásico y del Paleozoico en México, más la evidencia sísmica obtenida en aguas profundas de la secuencia pre-sal nos conducen a observar la reconstrucción paleo-geográfica del área para estos periodos de tiempo. Aquí se plantea el escenario de la secuencia rift del Triásico-Jurásico. La reconstrucción paleo-geográfica de la región en Jurásico Inferior, antes de la apertura del Golfo de México, ubica al Bloque Yucatán al sur de la franja Apalachiana Marathon- Ouachita del Paleozoico Superior, el borde del Cratón de Norteamérica. El alineamiento resultante nos lleva a buscar rocas análogas en el sureste de Estados Unidos y al oriente de México, por debajo de la cubierta sedimentaria cenozoica, Figura 6. En el este de Norteamérica se depositaron rocas del Grupo Newark, hacia la porción de Luisiana y Texas se depositaron VOL. 54 No. No. 5, MAYO 2014 ISSN Ingeniería Petrolera 261

14 Play hipotético pre-sal en aguas profundas del Golfo de México, p.p las rocas de la formación Eagle Mills. En el norte de México se depositaron las rocas de la Formación Huizachal y de la formación y de la Formación Todos Santos en el Sur. Estas rocas son depósitos fluviales de tipo rift, con influencia lacustre y con incursiones marinas. Este alineamiento de depósitos es el antecedente tectónico sedimentario de la apertura del Margen Atlántico y del Golfo de México, el cual fue propicio para la creación de rocas almacén, sello y generadora en este tiempo. Figura 6. Reconstrucción paleo-geográfica del Triásico Superior- Jurásico Inferior y la posición de la secuencia pre-sal. Sistema petrolero Con las consideraciones del marco geológico regional y la reconstrucción paleo geográfica del Triásico-Jurásico para la secuencia pre-sal, se estableció un escenario posible para el tipo de roca, edad, espesor y profundidad. Con base en esta información se realizó un modelado geológico-geoquímico de un sistema petrolero especulativo. Por ahora la evidencia de los elementos del sistema petrolero en aguas profundas del Golfo de México proviene de la información sísmica, y los datos de la roca generadora han sido tomados de las muestras de afloramientos y pozos del este de Norteamérica, (Olsen, 1997). En este modelado se consideró la información de COT 3% (carbono orgánico total) del Grupo Newark y una mezcla de Kerógeno de tipo II y III, para una roca generadora de ambiente carbonatado y lacustre con influencia de materia orgánica continental, Figura Ingeniería Petrolera VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 ISSN

15 Ing. Lino Rosendo Miranda Peralta, Alejandro Cárdenas Alvarado, Rodrigo Maldonado Villalón Enrique Reyes Tovar, José Ruiz Morales, Carlos Williams Rojas Figura 7. Modelado geológico-geoquímico del sistema petrolero especulativo del Triásico Superior- Jurásico Inferior. La historia térmica empleada en el modelado es un flujo de calor para una cuenca de tipo rift, donde los valores alcanzan un nivel máximo en la etapa de adelgazamiento o apertura, y decrecen en la etapa de subsidencia térmica durante el desarrollo del margen pasivo, donde el flujo de calor tiende a estabilizarse hasta la época actual. Las regiones modeladas son de corteza oceánica, transicional y continental, en donde el flujo de calor varía en intensidad de acuerdo al espesor y composición de la corteza. Se usó la madurez por relación de transformación de la materia orgánica en hidrocarburos (TR) para realizar el pronóstico de distribución del tipo de hidrocarburos. Para la roca generadora pre-salina, la generación de hidrocarburos empieza en el Jurásico Tardío, aunque hay zonas donde se presenta un poco antes y otras con baja madurez donde no ha iniciado esta generación. El resultado de la simulación se muestra en el mapa de relación de transformación (TR) Figura 7-C; que indica la presencia de gas para la mayor parte del área y aceite en menor proporción. Es de interés entonces, observar el tipo de trampas que pueden estar captando la migración de hidrocarburos desde la roca generadora pre-salina. El tipo de trampas que se han identificado para contener los hidrocarburos generados en el sistema petrolero presalino son de tipo estructural y estratigráfico. El primero está relacionado con estructuras falladas en bloques relacionados con altos de basamento, Figura 8-A. La roca almacén puede estar constituida por arenas aluviales, fluviales y rocas carbonatadas someras. En el segundo caso, las trampas estratigráficas están asociadas a los acuñamientos de los estratos contra el basamento y contra la base de la sal; la roca almacén es similar a como se muestra en la Figura 8-B. La migración de los hidrocarburos está determinada por el echado regional de la secuencia, en general elevándose hacia el sur; a donde migran los hidrocarburos hasta acuñarse contra el basamento y/o sal; o bien tomando las rutas trazadas por las fallas de los bloques en los altos de basamento, desarrollados en la etapa rift de la cuenca. El modelado del sistema petrolero de carácter especulativo pre-salino permite inferir la presencia de hidrocarburos con zonas de gas y aceite, donde la migración y entrampamiento del hidrocarburo delinean áreas de interés. VOL. 54 No. No. 5, MAYO 2014 ISSN Ingeniería Petrolera 263

16 Play hipotético pre-sal en aguas profundas del Golfo de México, p.p Figura 8. Tipo de oportunidades que se han visualizado en la secuencia pre-salina. Próximos pasos Las áreas de interés identificadas en el sistema petrolero pre-salino, marcan el camino para continuar con la actividad exploratoria de evaluación de los recursos prospectivos en aguas profundas del Golfo de México. La estrategia exploratoria es conjunta, e integra la visión y conocimiento que se tiene de los plays Terciario y Mesozoico en esta misma región. Con este criterio se seleccionó una zona para adquirir sísmica 3D, actualmente en desarrollo, Figura 9. Los objetivos para la secuencia pre-sal en la fase siguiente del proceso exploratorio son: Mejorar la imagen sísmica para detallar el control estructural de los horizontes, de las facies sísmicas y un refinamiento de la estratigrafía del área. Consolidar el concepto de play y sistema petrolero usando mallas de modelado más cerradas en las simulaciones de nuevos escenarios, que conduzcan a identificar la presencia y eficacia de los elementos de un sistema petrolero activo: roca generadora, roca almacenadora, trampa, roca sello y sincronización adecuada entre generación, migración y entrampamiento de hidrocarburos. Realizar una campaña de identificación y registro de las oportunidades exploratorias, clasificando su tipo de trampa, tipo de hidrocarburo esperado y tirante de agua. Estos criterios facilitarán la jerarquización de las oportunidades y la identificación de las áreas de interés, para continuar con la estrategia exploratoria. Estimar los recursos prospectivos del play hipotético pre-sal y proponer un pozo de sondeo estratigráfico, que pueda combinar los objetivos terciarios y/o mesozoicos y probar el concepto de play pre-sal, contribuyendo con la tarea de evaluar los recursos prospectivos en aguas profundas del Golfo de México. El play es de interés, ya que podría abrir una provincia geológica prospectiva con gran potencial petrolero. 264 Ingeniería Petrolera VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 ISSN

17 Ing. Lino Rosendo Miranda Peralta, Alejandro Cárdenas Alvarado, Rodrigo Maldonado Villalón Enrique Reyes Tovar, José Ruiz Morales, Carlos Williams Rojas Figura 9. Área de interés identificada para toma de la sísmica 3D, detallar el concepto de play pre-sal, en una estrategia exploratoria conjunta para el Terciario y Mesozoico. Conclusiones Hay más de cinco mil metros de secuencia pre-sal sobre yaciendo al basamento magnético, en el borde norte y oeste del bloque Yucatán. La edad de estas rocas sedimentarias varía del Jurásico Inferior al Paleozoico. El marco geológico regional y las facies sísmicas sugieren sedimentos de origen aluvial, fluvial, lacustre y marino. Con la presencia de rocas generadoras de ambiente lacustre y roca almacén de arenas y carbonatos someros. El modelado del sistema petrolero especulativo indica la presencia de gas y aceite que ha podido migrar a trampas de tipo estratigráfico y estructural, dentro de la secuencia pre-sal. Se identificó una zona de interés para adquirir sísmica 3D, en conjunto con la estrategia exploratoria para evaluar los plays del Terciario, Mesozoico y pre-sal. El desarrollo del concepto de play pre-sal contribuye con el objetivo de evaluar el potencial petrolero en aguas profundas del Golfo de México. Agradecimientos Agradecemos a las autoridades de la Subdirección de Exploración por permitir la publicación de este trabajo. También reconocemos la participación de Carlos Lora de la Fuente, Francisco Olivares Pérez y José Vázquez Hernández en la interpretación sísmica de las diferentes áreas; a Christian Martínez López en la construcción del modelado geoquímico y a Humberto Torres Sastre por sus comentarios y sugerencias. Referencias Campa, M.F. y Coney, P.J., Tectono-Stratigraphic Terranes and Mineral Resource Distributions in Mexico. Can. Jour. Earth Sci. 20 (6): Horton, J.W., Drake, A.A., Rankin, D.W., et al Preliminary Tectonostratigraphic Map of the Central and Southern Appalachians, 1: , U.S. Geological Survey, Miscellaneous Investigations Series Map I VOL. 54 No. No. 5, MAYO 2014 ISSN Ingeniería Petrolera 265

18 Play hipotético pre-sal en aguas profundas del Golfo de México, p.p Instituto Mexicano del Petróleo Play Hipotético Profundo, Informe Final F IMP, México, D.F. (Informe interno). Jacques, J.M. y Clegg, H Late Jurassic Source Rock Distribution and Quality in the Gulf of Mexico: Inferences from Plate Tectonic Modeling. Gulf Coast Association of Geological Societies Transactions 52: Olsen, P.E Stratigraphic Record of the Early Mesozoic Breakup of Pangea in the Lawrasia-Gondwana Rift System. Ann. Rev. Earth Planet. Sci. 25: Pemex Exploración y Producción Informe de la Localización Canek: Proyecto Progreso. Pemex Exploración y Producción, Región Marina Noreste, Ciudad del Carmen, Campeche (Informe interno). Pindell, J., Kennan, J. Rosenfeld, J., et al Análisis Paleogeográfico Mesozoico-Cenozoico y Dinámica de Cuencas en el Golfo de México Profundo y Márgenes: La Relación Entre Evolución Tecnosedimentaria y Sistemas Petroleros. Pemex Exploración y Producción-Tectonic Analysis, México (Informe interno). Rueda Gaxiola, J The Gulf of Mexico Origin. Its Sedimentary Basins and the Type of Abundance of Hydrocarbons Deposits Found in Theme Were Mainly the Product of a Hot Spot Evolution, Science Middle Jurassic Time. Artículo presentado en el Congreso Mexicano del Petróleo, Ciudad de México, septiembre Servicio Geológico Mexicano Carta Geológico- Minera: Pachuca F14-11, 1:250,000. Servicio Geológico Mexicano, Pachuca, Hidalgo. mx/cartas_impresas/productos/cartas/cartas250/geologia/ pdf/88_f14-11_gm.pdf (descargado el 15 de enero de 2013). Servicio Geológico Mexicano Carta Geológico- Minera: Huixtla D15-2, 1:250,000. Servicio Geológico Mexicano, Pachuca, Hidalgo. mx/cartas_impresas/productos/cartas/cartas250/geologia/ pdf/108_d15-2_gm.pdf (descargado el 15 de enero de 2013). Servicio Geológico Mexicano Carta Geológico- Minera: Tuxtla Gutiérrez E15-11, 1:250,000. Servicio Geológico Mexicano, Pachuca, Hidalgo. sgm.gob.mx/cartas_impresas/productos/cartas/cartas250/ geologia/pdf/107_e15-11_gm.pdf (descargado el 15 de enero de 2013). Semblanza Ing. Lino Rosendo Miranda Peralta Geólogo por el Instituto Politécnico Nacional, 1982 y realizó estudios de Maestría en Recursos Energéticos del Subsuelo, en la UNAM en En 1984 Inició su actividad laboral en Pemex en la Región Sur, y desde 2009 en el Activo de Exploración Aguas Profundas Sur, en la Coordinación de Modelado Geológico Regional. Se ha desempeñado en las actividades a lo largo de la cadena de valor del proceso exploratorio, en la adquisición de información geológica de superficie y de subsuelo, en la de integración geológica y geofísica regional y en interpretación integral para la generación de localizaciones exploratorias y de desarrollo. Ha presentado trabajos en congresos nacionales e internacionales. Pertenece a la Red de Expertos de Sedimentología y Estratigrafía y a la Red Integradora de Interpretación Geológica y Geofísica. Es miembro de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros y de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México. 266 Ingeniería Petrolera VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 ISSN

19 Artículo arbitrado Uso de monitoreo microsísmico para optimizar fracturamientos hidráulicos en Chicontepec Ing. Guillermo Gutiérrez Pemex Ing. Juan G. García Pinnacle-a Halliburton Service Ing. Eber Medina Halliburton Ing. MBA. Javier Salguero CBM Información del artículo: recibido: enero de 2013-aceptado: mayo de 2014 Resumen Entender el comportamiento de las fracturas hidráulicas generadas en la cuenca de Chicontepec se ha convertido en un reto a superar. Mediante el conocimiento de la geometría de fractura hidráulica se pretende optimizar la explotación de los campos que integran la cuenca para maximizar la producción al mismo tiempo que se disminuyen los costos. Una de las primeras acciones que se deben emprender cuando se pretende reducir costos en cualquier operación es entender su comportamiento. Mediante el monitoreo con microsísmica de las fracturas hidráulicas se han podido conocer los parámetros del tratamiento, así como del yacimiento que rigen el desarrollo y crecimiento de las fracturas. El objetivo principal de este trabajo es mostrar los resultados obtenidos en varias operaciones de monitoreo microsísmico en Chicontepec, y como se han utilizado los mismos para re-definir los tratamientos. A partir de esta técnica de diagnóstico se ha podido recolectar información acerca de la geometría y azimut de la fractura. Además, se ha podido correlacionar el comportamiento del fracturamiento con el tratamiento mismo, al tener la capacidad de comparar el comportamiento de los eventos microsísmicos cuando suceden durante el tratamiento. Palabras clave: Monitoreo microsísmico, fracturamientos hidráulicos, Chicontepec. Use of microseismic monitoring to optimize hydralic fracturing treatments in Chicontepec región Abstract Understanding hydralic fracture behavior in the Chicontepec región in Mexico has been difficult. Knowing the geometry of hydraulically generated fractures can help operators optimize field management, resulting in more production and reduced costs. Using microseismic monitoring, it is posible to determine some of the parameters that díctate where and how the fractures will be created. The main objective of this paper is to show some of the results obtained from various microseismic operations in the Chicontepec region and how they were used to redefine process. VOL. 54 No. No. 5, MAYO 2014 ISSN Ingeniería Petrolera 267

20 Uso de monitoreo microsísmico para optimizar fracturamientos hidráulicos en Chicontepec, p.p From these mapping jobs, information about fracture geometry and azimuth was collected; furthermore, information that correlated hydraulic fracture treatment behavior with microseismic response was available, allowing understanding of the fractures behaved as the treatment progressed. Key words: Microseismic monitoring, hydralic fracturing, Chicontepec. Introducción El Paleocanal de Chicontepec es considerado un yacimiento turbidítico de baja permeabilidad de aceite, en el cual numerosas tecnologías de vanguardia de terminación han sido implementadas para incrementar la producción y mejorar el factor de recuperación de hidrocarburos. El proceso ha abarcado desde la construcción de pozos verticales terminados con una o varias fracturas hidráulicas apuntaladas hasta pozos horizontales multifracturados como técnicas como tapón disparo, hidrajeteo y camisas deslizables. A pesar de que se han empleado diversas técnicas de estimulación; el fracturamiento hidráulico tanto apuntalado como ácido, son las principales técnicas de estimulación empleadas para extraer los hidrocarburos del yacimiento. Por esta razón la Coordinación de Ingeniería y Terminación de Pozos (CITP) del Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo (APATG), tiene como objetivo implementar nuevos métodos de fracturamiento hidráulico acorde a las necesidades de los diversos campos que constituyen el Paleocanal de Chicontepec. La optimización de los fracturamientos hidráulicos en la actualidad requiere de gran cantidad de información y de experiencia. La geología compleja del Paleocanal de Chicontepec ocasiona que los diseños de los tratamientos, así como el desarrollo de los diferentes campos sean hechos a la medida para que sean exitosos. Las técnicas de diagnóstico de fracturamientos como el monitoreo con micro-sísmica, están permitiendo incrementar el entendimiento de la reacción del yacimiento al tratamiento: ayudando a seleccionar las técnicas de terminación más apropiadas, determinando si la orientación del pozo es óptima para la generación de fracturas perpendiculares al mismo, para maximizar el volumen de roca estimulado, estableciendo programas de terminación particulares a cada campo, calibrando modelos de fracturas y de yacimientos para mejorar la producción y las utilidades, entre otras ventajas. Con la finalidad de incrementar el conocimiento sobre las fracturas generadas en los campos que integran el aleocanal de Chicontepec, se han realizado diversos esfuerzos para efectuar monitoreo con microsísmica de fondo obteniendo resultados variados dependiendo de la zona donde se efectuó el mapeo. Antecedentes de trabajos de microsísmica Diversos trabajos de monitoreo de fracturamientos hidráulicos con microsísmica se ejecutaron en el Paleocanal de Chicontepec 1, todas estas operaciones y los resultados obtenidos de ellas han ayudado a entender el comportamiento de la fractura que está siendo generada, aparte, han ofrecido suficiente información para poder tomar decisiones en tiempo real acerca de la operación. Pese a que existen más operaciones en la cuenca, este documento se centrará en las operaciones realizadas en el proyecto hectárea fracturada, en el cual se perforaron y terminaron dos pozos horizontales en la formación Pechi-B, estos pozos fueron fracturados empleando una tecnología zipper frac, que consiste en el fracturamiento alternado entre dos pozos 1. Con el uso de la microsísmica se ha incluido una herramienta que ayuda a entender el comportamiento de las fracturas hidráulicas.los resultados obtenidos muestran variabilidad entre campos brindando información muy valiosa al momento de determinar el mejor método para fracturar estas formaciones, Figura Ingeniería Petrolera VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 ISSN

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