Tercera Ronda de Licitaciones en PEP Contratos Integrales de Exploración y Producción Aceite Terciario del Golfo

Transcripción

1 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

2 Aviso De conformidad con el numeral 7 de las Bases de la licitación pública internacional abierta número , 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

3 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 3

4 Solo hemos recuperado el 0.4 % del volumen original Localización Norte del estado de Veracruz y oriente del estado de Puebla, en la planicie costera del Golfo. 15 Municipios 12 en Estado de Veracruz 3 en Estado de Puebla Descubrimiento: 1926 Inicio de explotación: 1952 Cuenca: Formación: Modelo geológico: Tipo de trampa: R e s e r v a s ( M M b p c e ) Antecedentes Tampico Misantla Chicontepec Abanicos submarinos Estratigráfica Superficie: 4,243 km 2 Pozos perforados: 3,841 Pozos operando: 2,641 Pozos cerrados: 1,200 Máximo histórico 08 Nov ,288 bpd Volumen Original 81,493 MMbls 1P 743 * actual 2P 6,489 3P 17,037 Factor de Recuperación* 0.4 % (369.8 Np) Np Cartera ( ) 4,025 mmb Factor de Recuperación 8 % 4

5 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 5

6 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 TCF de gas Tres subprovincias productoras: Faja de Oro (terrestre y costa fuera, Antefosa de Chicontepec y la cuenca (Tamabra alineamiento y campos Jurásico Superior) Las Rocas Generadoras principales perteneces al Jurásico Superior Profundidad promedio de la cuenca es de 2 a 5 kilómetros (6500 a 16,400 pies) Gradiente geotérmico de 24 a 35 C por kilómetro FAJA DE ORO TERRESTRE AMATITLÁN Tampico AGUA FRÍA OTROS CAMPOS (Poza Rica) POZA RICA SAN ANDRÉS JURÁSICO FAJA DE ORO MARINA Poza Rica Poza Rica México DF 6

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

8 Rift de apertura del Golfo de México Triásico- Jurásico La evolución Tectónica-Sedimentaria que da origen al Paleocanal de Chicontepec Relleno sedimentario durante el Jurásico de las fosas Plataformas Carbonatadas y crecimientos arrecifales Durante el Cretacico Pilares Fosas Efectos de la orogenia Laramide finales del Cretacico Sup-Paleoceno 4 5 Depósitos clásticos en aguas profundas Paleoceno - Eoceno 6 Depósitos progradantes del Oligoceno 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 origen 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

9 Existe un marco Geológico Conceptual en el cual existe la presencia de diversas formaciones en las diferentes Eras 9

10 W W E Ubicación del Paleocanal de Chicontepec dentro del Marco Tectónico Estratigráfico Frente Frente Tectónico Frente Tectónico Proyecto Aceite Terciario del Golfo Chicontepec J3 Paleoceno Paleocanal Chicontepec Eoceno K3 Syn-rift J3 Paleoceno Paleocanal Chicontepec Faja de Oro K1-K2 Eoceno K3 Oligoceno Línea Costera Linea de Costa K1-K2 Mioceno Faja de Oro Oligoceno Basamento Linea de Costa Mioceno Mioceno Plioceno Mioceno Plioceno Syn-rift Basamento Transecto Regional Tampico Transecto Regional Tantoyuca Tuxpan Tampico Yacimientos con Baja Porosidad y permeabilidad. Profundidad de Yacimientos: 900 a 2,800 m Trampas : Estratigráficas Gravedad Aceite: De 10 a 45 API Tuxpan Poza Rica Mtz. De la Torre Misantla 10

11 El modelo sedimentario Chicontepec muestra la Modelos Sedimentarios evolución de los depósitos dentro de la Cuenca Cuenca Regionalmente Sistema de abanicos submarinos Cuerpos arenosos con variaciones laterales y verticales Areniscas de baja permeabilidad Serie de eventos Erosióndeposito (discordancias) Abanico Proximal (Oeste) Abanico Distal (Este) Dirección de depósito 11

12 Un ejemplo típico del modelo Sedimentario y Electrofacies en un área del Paleocanal 12

13 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

14 Uno de los grandes retos es la complejidad en la distribución de los cuerpos de arenas 14

15 Con el apoyo de tecnología se ha podido definir las trampas estratigráficas principales en el Paleocanal de Chicontepec 15

16 La constitución interna de las areniscas esta compuesta por estos minerales Cementación por Calcita Tablón-1D, m Composición de las Areniscas 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%) Tipo de minerales arcillosos: Clorita, illita, smectita y caolinita 2% - 7% arcilla dispersa Roca tipo 1 - pozo Escobal 103D m Litarenita Feldespatos Líticos 16

17 Composición mineralógica de arenas y distribución de minerales arcillosos Componentes principales (DRX, % de mineral individual) Minerales de arcilla (DRX, % de mineral individual) 17

18 La calidad de la roca en el Paleocanal es diversa Permeabilidad (MD) Agua Fria Furbero PMA Remolino Tajin Coapechaca Corralillo Escobal Coyotes Humapa Soledad Porosidad (%) 18

19 Al comparar Chicontepec con otros proyectos exitosos en el mundo es viable el desarrollo Chicontepec Cardium Envolvente 10,000 Conglomerados 1000 Agua Fria 1,000 Permeabilidad (MD) Furbero PMA Remolino Tajin Coapechaca Corralillo Escobal Permeabilidad (Md) Envolvente Arenas Yacimiento Porosidad (%) compacto Coyotes Humapa Soledad Bakken Porosidad (%) Permeabilidad (Md) Porosidad (%) 19

20 Se tiene conocimiento de la orientación Regional de Esfuerzos Tectónicos que apoyan el diseño de perforación y terminación de los pozos Medida de esfuerzo con datos de registros OBMI Maximum Horizontal Stress from Image Logs Depth Microsísmica HUM-4004 CYA-1019 AF-24 AF-84 AF-333 CYA-1329 AF-344 Y (m UTM) TAJ-62 TAJ-61 AF-757 AF-647 AF-705 AF-880 COR X (m UTM) COA-851 FUR-1174 FUR m FUR-1228 FUR La escala de color indica el tiempo de aparición del evento en cada fractura individual 1: X, [m] Depth

21 Existen las condiciones y evidencias de generación de hidrocarburos en sus objetivos Terciarios y Mesozoicos GR NEUT 2600 Tamp-Mis Basin Upper Jurassic Source Rocks Original OM 10-18% by Volume TUXPAN N 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 K I M M E R Js Pimienta Js Tamán 34% OM 22% OM Características Geoquímicas ALAMO AGUA FRIA JICOTEPEC A.CAMACHO METLALTOYUCA MECAPALAPA ALAMO GUADALUPE C. DE TEAYO VILLA L. CARDENAS COYUTLA ENTABLADERO TIHUATLAN PAPANTLA CAZONES POZA RICA PAPANTLA P.DE VALENCIA ESPINAL A.DULCE P. DEL CORREO EL REMOLINO E. ZAPATA PUEBLILLO G. ZAMORA P. DEL PROGRESO TECOLUTLA O X F O R D I A N O Js Santiago Pimienta Tamán COT(%R) Espesor (mx100) COT (%R) S2(mgHC/gR) S2(mgHC/gR) IH(mgH/gCOT)x100 IH(mgH/gCOT)x100 Tmax( Cx100) Tmax( Cx100) COXQUIHUI TENAMPULCO Cocinas de Petróleo M. DE LA TORRE Espesor (mx100) 3000 COT (%R) 3050 Santiago S2(mgHC/gR) IH(mgH/gCOT)x100 Tmax( Cx100) Espesor (mx100)

22 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 Cima de la ventana de generación de aceite con %Ro 0.6 to 0.65 Principal ventana de generación de aceite con %Ro 0.65 to 0.9 Base de la ventana de generación de aceite con %Ro of 0.9 to 1.35 Ventana de Gas con %Ro 1.35 to 2 I II Gráfica de Van Krevelen definiendo el kerógeno I,II para el Jurásico Superior Ventana de Gas Seco con %Ro of 2 to 4 III 22

23 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

24 Existen rutas de migración para el llenado de las rocas tanto en la parte convencional como no convencional de la cuenca 24

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

26 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. Bakken Sprawberry Chicontepec Sirte Wertz Cardium Priobskoye Shengli Ligero (>31º API) Mediano ( 22-31º API) 22º API Cantarell Aceite que fluye con mínima intervención Yacimiento No Convencional Baja Porosidad Baja Permeabilidad Tight Oil Baja Permeabilidad Pesado East Wilmintong 10º API Yacimiento Convencional Alta Porosidad Alta Permeabilidad Aceite no maduro o degradado en rocas de baja calidad. Ejemplo: Oil Shales Bitumen (<10º API) Aceite no maduro Aceite degradado requiere intervención para producir y mejorar. Ejemplos: pesado y bitumen (minas y en sitio) Aceite No Convencional 26

27 Clasificación de Yacimientos según AAPG Calidad del Fluido Permian USA North Sea Chalk Chicontepec Golfo de México Clasticos del Mar del Norte Delta Niger l Cantarel San Joaquin, Ca. USA Talud del Mar del Norte MUY DURA POTENCIAL CRECIMIENTO POTENCIAL CRECIMIENTO SUAVE POTENCIAL CRECIMIENTO Calidad de la Roca 27

28 Cantarell vs Chicontepec, lo mejor de lo Convencional contra lo No Convencional Cantarell Chicontepec Reserva (2P): 4,135 MMbpce 6,643 MMbpce Porosidad: 10-15% 8-12% Permeabilidad: 5,000 10,000 md md Presión: 115 a 140 Kg/cm Kg/cm 2 Productividad por pozo: 5,000 a 15,000 bpd 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

29 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 29

30 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 Disminución de tiempos muertos 2011 fue un año con una producción record de 65,000 bopd siendo producidos al finalizar el año Porcentaje de producción anual (Miles de barriles por día) Wells Oil production (Tbopd) Pozos terminados Reactivación de perforación y desarrollo del proyecto 30

31 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$ 146 pozos 237 pozos 426 pozos 744 pozos 513 pozos 28,045 MM$ 628 pozos 75.3 Producción Mbpd Reservas 3P (Mmbpce) 39 % Pozos Operando 26 % SAE operando 39 % Pozos perforados 54% Fracturas 88% Reparación de pozos 52% Rol en PEP 25,985 61% 17,037 39% 6,992 74% 2,453 26% 1,957 61% 1,234 39% % % % 1,500 88% 1,400 42% 1,537 52% Chicontepec PEP - Resto 31

32 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 32

33 Nivel de Actividad y Recomendaciones Actividad Perforación Terminación Reparaciones Mayores Refracturamientos Conversión a bombeo con varillas Conversión a inyección de gas Reacondicionamiento de bombeo con varillas Reacondicionamiento a inyección de gas Estimulaciones Limpiezas 575 1,039 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. Optimización de Pozos 2,272 7,016 Instalación de Válvulas Motoras 1,105 Inducción Mecánica 3,213 TOTAL 7,553 15,669 33

34 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 % Humapa % Remolino % Furbero % Soledad % Corralillo % Tajin % Otros % Campo Antes (bpd) Despues (bpd) Incremental (bpd) Porcentaje PA % Humapa % Remolino % Furbero % Soledad % Corralillo % Tajin % Otros % (bpd) (bpd) 34

35 Los pozos No Convencionales aportan el 11% de la producción con 23 pozos nuevos Resultados pozos No Convencionales Producción (bpd) 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2, jun Furbero 3428 Presidente Alemán 1758 Presidente Alemán jul 16-ago 16-sep 16-oct 16-nov 16-dic 16-ene Coyotes 168D Presidente Alemán 3697 Presidente Alemán 3692 Presidente Alemán 1526 Coyotes 276D Corralillo 785 Tajín 195 Presidente Alemán 3365 Presidente Alemán 1505 Presidente Alemán 3367 Remolino 1366 Escobal 195 Escobal 197 Remolino 1606 Remolino 1608 Remolino 1648 Remolino 1631 Presidente Alemán 1565 Coyotes 423 Corralillo feb 16-mar 16-abr 16-may 16-jun 16-jul 16-ago 16-sep 16-oct Ubicación definida en base a atributos Trayectoria de máximo contacto Terminación multifracturas SAP robusto 16-nov 16-dic Pozo Qoi (Bls) Qo Actual (Bls) Np 90 días Np Tiempo op n Costo VPN/VPI PR (Bls) (Bls) (días) (MM$) ($/$) (meses) Corralillo 629 1, , , Coyotes 423 D ,738 69, Presidente Aleman , , , Remolino , , , Remolino , , , Remolino , ,575 75, Remolino , ,073 90, Escobal 197 3, , , Escobal 195 1,080 1, , , Remolino ,288 89, Presidente Aleman , ,699 65, Presidente Aleman , ,819 24, Presidente Aleman ,332 22, Tajin ,012 56, Presidente Aleman , , Presidente Aleman , Corralillo 785 1,999 1,145 81, Coyotes 276 D , Presidente Aleman , , Coyotes 168 D , Presidente Aleman , , Presidente Aleman , Total 27,040 8, ,469 2,368,012 1,547 35

36 Caso Corralillo 629, 11 fracturas, 1,200 bpd Diferenciadores Tecnológicos Lodo Perflex KCL g/cc 1 2 Fluido viscoelastico libre de polímeros Multifractura con esferas biodegradables divergentes. TR 10 3/ lb./pie, J-55, BCN a 103 m Arena malla 20/40 + arena antiretorno Lechada Única de 1.89 gr./cm3 a superficie Lodo Perflex KCL g/cc TR 7 5/ lb/pie, J- 55, BCN a 569 m Lechada Única de 1.89 gr./cm3 a superficie Lodo E.I g/cm3 Cople Diferencial a m TR 5 1/2 17 lb/pie, N- 80, VFJL, a 1933 m Lechada Llenado: 1.50 gr./cm3 ( ) Lechada Amarre: 1.70 gr/cm3 a ( ) Salmuera de KCL de 1.03 gr./cm3 Profundidad Total 1940 m Intervalos Disparados m T m T m T m T m T-80 T m T m T m T m T-65 T m T m T Producción (Bpd) 1,400 1,200 1, secciones disparadas de 9m c/u. (4 arenas) Colocación de trazadores radioactivos 1,200 Producción pozo Corralillo 629 (565 Días) /jun 15/ago 14/oct 13/dic 11/feb 11/abr 10/jun 09/ago 08/oct 07/dic Producción NP , , , , , ,000 0 NP (Barriles) 36

37 Caso Presidente Alemán-1565, 6 fracturas, 822 mts. Horizontales, 4,200 bpd MV Cabezal 10 3/4 Palma Real Inf. (Aflora) 650 mts TR 16 TR 10 3/4 Producción (Bls) 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1, Producción pozo Presidente Alemán 1565 (391 Días) 3, , , , , , , ,000 50,000 NP (Barriles) 1094 mts 0 07-dic 07-ene 07-feb 07-mar 07-abr 07-may 07-jun 07-jul 07-ago 07-sep 07-oct 07-nov 07-dic 0 Producción (Bpd) Acumulada (bls) Cima de mts FPR 20 mts B.L. 4 ½ 2103 m 31 TVD: 2090 m FPR 20 mts Seccion Horizontal: 822 m Ang. Horizontal Grados V sec: 1152 m Liner 4 ½ 3266 m (2421 mv) 37

38 Pozo Horizontal Presidente Alemán 1565 Sección Geológica (Oeste Este) W PA-1565 PA241 PA247 E 38

39 Identificación y selección de intervalos PA-1565 Etapa 2 Etapa 1 Etapa Cima Base NETPAY GR RT EPOR_C SWE_TC VSHL_C KB_C RQI

40 Caso Coyotes 423D, 5 fracturas, 943 mts horizontales RESULTADOS Resultados de DE Fracturas DE FRA F Geométricos Unidades Etapa Geométricos Unidade 1 Etapa Etapa 2 E s s 1 1 Longitud total total (m) (m) Xf Xf (m) (m) Altura (H) (H) (m) (m) Network (m) (m) Dirección N29EN Arena Otawa 20/40 Etapa Longitud Total (m) Xf (m) Altura (H) (m) Network (m) Dirección N29E N34E N Arena Ottawa 20/40 (Sacos) (sks) (sks) Fluido Fractura (bls) (bls) Fluido de Fractura (bbls) E Primer pozo perforado con un desplazamiento horizontal de 943 metros. 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). Producción (Bpd) Producción pozo Coyotes 423D (457 Días) 98 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 0 NP (Barriles) Esta operación representa el trabajo de fracturamiento más grande realizado en el Paleocanal de Chicontepec. Producción (Bpd) Acumulada (bls) 40

41 Terminación Pozo Corralillo 785 Diseño de Fractura Fecha No. Fractura s 10-oct 1 11-oct 7 12-oct 7 Fluido Agua 43,121 bls Apuntalante 40,104 sacos Ácido HCL 30 m3 Producción (bpd) 2,500 2,000 1,500 1, ,000 Producción pozo Corralillo 785 (62 Días) Qo (bpd) Np (bls) 1, ,000 75,000 50,000 25, oct 05-nov 10-nov 15-nov 20-nov 25-nov 30-nov 05-dic 10-dic 15-dic 20-dic 25-dic 30-dic Producción Acumulada (Bls) 41

42 Resultados del proyecto Hectárea Fracturada Terminaciones simultaneas Zipper Frac 100 m 100 m 42

43 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

44 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

45 Resultado final terminaciones Simultáneas con Zipper Frac, único a nivel mundial, 32 fracturas 4,080 bpd Tecnología No Convencional 32 fracturas Zipper Frac Escobal 197 Escobal 195 3,072 m 3,072 m Producción actual 2,160 bpd Estado final y Resultados Se realizaron 32 fracturas: 16 en el Escobal 197 y 16 en el Escobal 195. Ejecución en tiempo record, requiriendo solo 4 días. 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

46 Hectárea Fracturada Escobal 195 y 197 4,000 Escobal 195 3,500 Np: 196,709 bls TP: 178 días 200,000 3,000 Gasto de Aceite (bpd) Presion en Cabezal (psi) 2,500 2,000 1,500 1, /06/ /06/ /07/2012 Qo máx.: 3,196bpd 30/64 plg, 750 psi 20/07/ /08/ /08/ /09/ /09/2012 Qo: 1,300 bpd 24/64 plg, 1051 psi 03/10/ /10/ /11/ /11/ , ,000 50,000 0 Produccion Acumulada (Bls) Gasto de Aceite (bpd) Presion de Cabezal (psi) 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 Escobal , , , ,000 50, /06/12 19/06/12 04/07/12 19/07/12 03/08/12 18/08/12 02/09/12 17/09/12 02/10/12 17/10/12 01/11/12 16/11/12 Qo máx.: 4,886bpd 30/64 plg, 970 psi Np: 223,619 bls TP: 178 días Qo: 1,300 bpd 24/64 plg, 1051 psi Produccion Acumulada (Bls) 46

47 Lo Convencional vs. No Convencional, resultados diferentes con técnicas diferentes IPR Acumulado de Producción Análisis Económico Hectárea Fracturada Esc 298 Indicador Hectárea Convencio Fracturada nal Unidad Esc-195 Esc-197 VPN MM$ VPI MM$ VPN/VPI

48 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 48

49 Como potencial adicional se visualiza una gran oportunidad en los sedimentos generadores del Jurásico Superior Tithoniano (Pimienta) Oxfordiano (Santiago) I, II (R) III (F) I (R) II (A) La Casita Fm. Kerogeno Tipo I, II, III or IV (A) Abundante (R) Normal (F) Pobre Pimienta Fm. San Pedro Fm. San Andrés Fm. Chipoco Fm. KIMMERIDGIANO (Tamán) I (F) II (R) Tamán Fm. Condiciones de depósito: Medio Ambiente con poca energía Rico en organismos Hundimiento Térmico Transgresión Marina 49

50 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 Papantla L. S í smica 2D Campo Poza Rica Faja de Oro A Campo Poza Rica Faja de Oro 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

51 Se muestra la conformación estructural de las rocas del Mesozoico Proyecto Aceite Terciario del Golfo 51

52 La evidencia del potencial en yacimientos no convencionales del Mesozoico, son los pozos productores que se muestran a continuación 52

53 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-3 Tamps. Inf. 127 Zapotalillo-2 Tamps. Inf. 1,849 Furbero-106 Pimienta 82 Amatitlán-1 Tamps. Sup. 138 Campana-1 Tamps. Sup. 63 Coyotes-3 Tamps. Sup. 223 Papatlarillo-102 Tamán 195 Marques-1 Tamps. Sup. 88 Guadalupe-1 Tamán 2,126 Palo Blanco-105 Tamán

54 Contenido Características Generales - Generalidades - Geología - Resultados Pozos no convencionales - Potencial adicional del Mesozoico Bloques considerados en la licitación Reservas, Producción, Recursos Prospectivos, Infraestructura, Información Disponible 54

55 Ubicación de Áreas Contractuales 55

56 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 6 Bloques % de participación Reservas 1P MMbpce 2P MMbpce 3P MMbpce % 6,489 1,461 23% 17,037 3,195 19% Producción Pozos Aceite (bd) Gas (MMpcd) Total de pozos (num) En operación Cerrados En programa para taponamiento Taponados 74,841 5,910 8% % 4, , ,

57 El potencial que se visualiza en la propuesta de los 6 bloques bajo el esquema CIEP es atractivo 57

58 Actualmente los bloques en el ATG cuentan con estudios sísmicos 3D Bloque Pitepec Amatitlán Soledad Miquetla Humapa Miahuapan Cubos Sísmicos Amatitlán Amatitlán y Cohuca Amatitlán, Tres Hermanos y Cohuca Miquetla-Miahuapan y Cohuca Cohuca y Miquetla- Miahuapan Miquetla-Miahuapan, Cohuca y Furbero 58

59 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 CIEP Amatitlán Pitepec Humapa Miahuapan Miquetla Soledad Activo Activo Bloques CIEP Amatitlan Pitepec Humapa Miahuapan Miquetla Soledad Metas Físicas Caso Base (núm) Total Macroperas ,060 5,077 6,137 Pozos Productores C / NC * 153/ ,022 1,171 4,153 25,103 29,256 Sistemas Artificiales ,022 1,171 4,153 25,103 29,256 Intervenciones Mayores ,988 29,886 31,874 Instalaciones de producción *C / NC: Convencional / No Convencional 59

60 Bloque Pitepec 60

61 Ultima Producción (30/06/2012) Reservas 1 Enero, 2012 Producción Acumulada (Terciario) Recursos prospectivos (Mesozoico) Aceite: 61 Bpd Gas: Mscfpd 1P = 10.7 Mmbpce 2P = Mmbpce 3P = 1,047.5 Mmbpce Aceite: Mbls Gas: Mmscf Mmbpce Características de los bloques Pitepec Área 230 Km 2 Numero de Pozos (dentro del área) 22 pozos Fecha de descubrimiento 1943 Tipo de Hidrocarburo 32 a 40 API Campos Aragón, Ahuatepec, Coyotes, Pastoría, Sitio y Tlacolula Campo Aragón Pastoría Tlacolula Yacimiento Terciario 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 Fracturas y 943 metros horizontales Q oi =400bls Q actual =98bpd Np 90 días =19,378 bls Np actual = 69,493 bls 61

62 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

63 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

64 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 - 22 Plataformas MSP - TBP - Ductos (km totales) - 64

65 De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Pitepec tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos Mbd 50 Expectativas de Producción de Aceite Bloque Pitepec Mesozoico Activo Terciario Actividad Física Pozos Terciario 1,065 Pozos Mesozoico

66 Se cuenta con información disponible a detalle del bloque, a continuación se listan las características de la información del bloque Pitepec 66

67 Bloque Amatitlán 67

68 Ultima Producción (30/06/2012) Reservas 1 Enero, 2012 Producción Acumulada (Terciario) Recursos prospectivos (Mesozoico) Aceite: 37 Bpd Gas: Mscfpd 1P = 7.1 Mmbpce 2P = Mmbpce 3P = Mmbpce Aceite: Mbls Gas: Mmscf Mmbpce Características de los bloques Amatitlán Área 230 Km 2 Numero de Pozos (dentro del área) Fecha de descubrimiento Tipo de Hidrocarburo Campos 23 pozos API Amatitlán, Ahuatepec, Cacahuatengo, Coyol y Sitio BPD Yacimiento Terciario Campos: Ahuatepec Amatitlán Cacahuatengo Coyol AÑOS 68

69 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

70 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

71 Infraestructura del Bloque Amatitlán Datos infraestructura Numero pozos 23 Pozos Abiertos / Cerrados 3 / 16 Sistema Artificial de Producción 16 Numero Macroperas 15 Baterías de Separación - Estaciones de Compresión - Planta Inyección de Agua - MSP - TBP - Ductos (km totales) - 71

72 Expectativas de Producción de Aceite Bloque Amatitlán De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Amatitlán tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos Mbd Mesozoico Activo Terciario Actividad Física Pozos Terciario 940 Pozos Mesozoico

73 Amatitlán 73

74 Bloque Soledad 74

75 Características de los bloques Soledad Ultima Producción (30/06/2012) Reservas 1 Enero, 2012 Aceite: 3,403 Gas: 8,135 1P = Bpd Mscfpd 47.4 Mmbpce 2P = Mmbpce Área 125 Km 2 Numero de Pozos (dentro del área) Fecha de descubrimiento 1943 Tipo de Hidrocarburo 492 pozos 32 a 37 API Producción Acumulada (Terciario) 3P = Mmbpce Aceite: 39,008 Mbls Gas: 5,705 Mmscf Campos Aragón Gallo Palo Blanco Soledad Norte Coyotes Guadalupe Soledad Recursos prospectivos (Mesozoico) Mmbpce BPD 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 CAMPOS: Aragón Coyotes Gallo Guadalupe Palo Blanco Soledad Soledad Norte 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1, Aceite (Bd) Yacimiento Terciario 1,500 1, ARAGON COYOTES GALLO GUADALUPE AÑOS PALO BLANCO SOLEDAD SOLEDAD NORTE 75

76 Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Soledad W Ahuatepec-1 E BLOQUE_SOLEDAD_S3 Sección III E Soledad Nte-94 Soledad Nte-187 Soledad Nte-284 Soledad Nte-269 BLOQUE_SOLEDAD_S3 BLOQUE SOLEDAD SECCION III Ahuatepec 1 Soledad Norte 94 Soledad Norte 187 Soledad Norte 284 Soledad Norte 269 BLOQUE SOLEDAD SECCION III Ahuatepec 1 Soledad Norte 94 Soledad Norte 187 Soledad Norte 284 Soledad Norte 269 W 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

77 Bloque Soledad Productores en Mesozoicos: 36 pozos productores de aceite y gas. (1) Fm Méndez. Qoi: 1459 Bls/d, (32) Fm. Tamabra. Qoi: 44 Bls/d, (1) Fm. Tamaulipas Sup. Qoi: 223 Bls/d y (2) Fm. Tamán. Qoi: 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, Tamaulipas ( Sup. e Inf.) y Tamán. 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

78 Bloque Soledad 78

79 Resumen Infraestructura Soledad Datos infraestructura Numero pozos 492 BS Soledad I Pozos Abiertos / Cerrados Sistema Artificial de Producción 186 / * BS Soledad II Numero Macroperas 349 Baterías de Separación 8 Estaciones de Compresión 2 Planta Inyección de Agua - MSP 0 TBP 17 EC Soledad Ductos (km totales) 38.2 km 79

80 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 Mesozoico Activo 10 5 Terciario Actividad Física Pozos Terciario 424 Pozos Mesozoico

81 Soledad 81

82 Bloque Miquetla 82

83 Ultima Producción (30/06/2012) Reservas 1 Enero, 2012 Producción Acumulada Recursos prospectivos (Mesozoico) Aceite: 886 Bpd Gas: 2,519 Mscfpd 1P = 20.6 Mmbpce 2P = Mmbpce 3P = Mmbpce Terciario Aceite: 10,767 Mbls Gas: 2,042 Mmscf Mesozoico Aceite: Mbls Gas: 68.9 Mmscf 86.0 Mmbpce Características de los bloques Miquetla Área 112 Km 2 Numero de Pozos (dentro del área) 123 pozos Fecha de descubrimiento 1948 Tipo de Hidrocarburo 35 API Campos Miquetla, Coyol y Palo Blanco. BPD 3,000 2,500 2,000 1,500 CAMPOS: Miquetla Palo Blanco 3,000 2,500 2,000 1,500 1, Yacimiento Terciario Mesozoico 1, AÑOS

84 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 Calamina- 1 Miquetla-677 Sección II BLOQUE_MIQUETLA_S2 SW Miquetla-19 Miquetla-14 Miquetla-45 NE Miquetla-121 NE 7 1 TLA BLOQUE MIQUETLA SECCION II 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

85 Bloque Miquetla Productores en Mesozoicos: 75 productores de aceite y gas. (72) Fm. Tamabra Qoi: 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

86 Bloque Miquetla 86

87 Resumen Infraestructura Miquetla Datos infraestructura Numero pozos 123 BS Miquetla I Pozos Abiertos / Cerrados Sistema Artificial de Producción 60 / * Numero Macroperas 117 Baterías de Separación 2 Estaciones de Compresión 1 Planta Inyección de Agua - EC Miquetla MSP - TBP 4 BS Miquetla II Ductos (km totales) 87

88 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 Mesozoico Activo Terciario Actividad Física Pozos Terciario 700 Pozos Mesozoico

89 Miquetla 89

90 Bloque Humapa 90

91 Ultima Producción (30/06/2012) Reservas 1 Enero, 2012 Producción Acumulada (Terciario) Aceite: 1,175 Gas: 2,148 1P = Bpd Mscfpd 16.7 Mmbpce 2P = Mmbpce 3P = Mmbpce Aceite: Mbls Gas: Mmscf Características de los bloques Humapa Área 128 Km 2 Numero de Pozos (dentro del área) 42 pozos Fecha de descubrimiento 1956 Tipo de Hidrocarburo 27 API Campos Coyol Humapa Recursos prospectivos (Mesozoico) Mmbpce HUEHUETEPEC-1 Yacimiento Terciario CAMPOS: Coyol Humapa BPD AÑOS 91

92 Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observa la presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro del bloque Humapa NW SE Palmar-1 BLOQUE_HUMAPA_S1 Sección I Humapa-1044 NW SE Bornita-1 BLOQUE_HUMAPA_S1 Sección I Humapa-1044 Bornita-1 Humapa-2073 SE Palmar-1 Humapa-2073 BLOQUE_HUMAPA_S1 BLOQUE_HUMAPA_S1 BLOQUE HUMAPA BLOQUE SECCION IHUMAPA Palmar 1 Humapa SECCION 1044 I Bornita Palmar 1 1 Humapa 2073 Humapa 1044 Bornita 1 Humapa 2073 BLOQUE HUMAPA SECCION I Palmar 1 Humapa 1044 Bornita 1 Humapa 2073 BLOQUE HUMAPA SECCION I Palmar 1 Humapa 1044 Bornita 1 Humapa 2073 NW 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. 92

93 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

94 Bloque Humapa Datos infraestructura Numero pozos 42 Pozos Abiertos / Cerrados 30 / 8 Sistema Artificial de Producción 20 Numero Macroperas 18 Baterías de Separación - Estaciones de Compresión - Planta Inyección de Agua - MSP 2 TBP - Ductos (km totales)

95 De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial de desarrollo en el Bloque Humapa tanto en sus objetivos terciarios como mesozoicos Expectativas de Producción de Aceite Bloque Humapa Mbd Mesozoico Activo Terciario Actividad Física Pozos Terciario 830 Pozos Mesozoico

96 Humapa 96

97 Bloque Miahuapan 97

98 Características de los bloques Miahuapan Ultima Producción (30/06/2012) Reservas 1 Enero, 2012 Aceite: 348 Bpd Gas: 372 Mscfpd 1P = 2.8 Mmbpce 2P = Mmbpce 3P = Mmbpce Área 128 Km 2 Numero de Pozos (dentro del área) 54 pozos Fecha de descubrimiento 1948 Tipo de Hidrocarburo 33 API Campos Miahuapan Zapotalillo Tejada Producción Acumulada (Terciario) Terciario Aceite: 42.2 Mbls Gas: 5.7 Mmscf Mesozoico Aceite: 3,400 Mbls Gas: 4,651 Mmscf Recursos prospectivos (Mesozoico) Mmbpce BPD 1,200 1,000 CAMPOS: Zapotalillo Miahuapan Tejada Yacimiento Mesozoico Terciario AÑOS

99 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 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. 99

100 Bloque Miahuapan Productores en Mesozoicos: 29 productores de aceite y gas. (26) Fm. Tamabra. Qoi: 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

101 Bloque Miahuapan 101

102 Infraestructura Miahuapan Datos infraestructura Numero pozos 54 BS Tejada Pozos Abiertos / Cerrados 11 / 16 Sistema Artificial de Producción 11* Numero Macroperas 46 Baterías de Separación 1 Estaciones de Compresión - Planta Inyección de Agua - MSP - TBP - Ductos (km totales)

103 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 Mesozoico Activo Terciario Actividad Física Pozos Terciario 680 Pozos Mesozoico

104 Miahuapan 104

105 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 niveles de producción de la Región y coadyuvar a satisfacer la demanda interna del país. Actualmente el proyecto esta migrando hacia una estrategia de 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 original 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