Bloque Pánuco R E S U M E N E J E C U T I V O

Transcripción

1 Bloque Pánuco R E S U M E N E J E C U T I V O Activo Poza Rica-Altamira Junio 2011

2 Activo Poza Rica-Altamira Í N D I C E 1. Introducción 2. Descripción de la cuenca 3. Características principales 4. Historia de exploración y desarrollo 5. Producción por campo y reservas 6. Infraestructura y manejo de hidrocarburos 7. Prácticas de perforación

3 INTRODUCCIÓN El bloque Pánuco se ubica aproximadamente a 20 Km al oeste de la ciudad de Tampico, Tamaulipas, en la Planicie Costera del Golfo de México, en la porción norte del Estado de Veracruz. Esta limitado al norte por el bloque Altamira y al oeste por el bloque Ébano. Cubre una superficie de 1,839 Km 2 ; dentro del bloque se encuentran los campos Salinas, Pánuco, Topila y parte del Cacalilao. Ubicación del bloque Pánuco El descubrimiento y producción de campos del bloque Pánuco se inició en 1904; a la fecha, se han perforado 1,626 pozos, de los cuales 191 están operando (seis son pozos letrina), 99 son pozos cerrados y 1,336 se encuentran taponados. Tienen un volumen original de 6, MMbl de aceite y 21, MMMpc de gas. Alcanzó una producción máxima de 291,542 bl de aceite en Los campos de este bloque tienen una producción acumulada aproximada de MMbl de aceite y 2,147.6 MMMpc de gas, a diciembre del La producción actual del bloque Pánuco es de 2,385 bpd de aceite, 9.47 MMpcd de gas. El crudo que se produce en estos campos es de tipo pesado, con densidad que varía de 10 a 13 API; la presión actual del yacimiento varía de 40 a 45 Kg/cm 2. La dificultad de la perforación es baja. Se han adquirido 565 Km de sísmica bidimensional (2D) de regular calidad y 225 Km 2 de sísmica tridimensional (3D).

4 DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA La Cuenca Tampico-Misantla se ubica en el oriente de México y comprende desde el extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central del Estado de Veracruz, porciones orientales de San Luís Potosí, Hidalgo, norte de Puebla y la plataforma continental hasta la isobata de 200 m. bloque Pánuco Ubicación de la Cuenca Tampico - Misantla El basamento cristalino está constituido por rocas ígneas y metamórficas con edades que varían desde el Pérmico hasta el Jurásico Medio. En la columna sedimentaria de la Provincia Tampico-Misantla se reconocen las siguientes tectono-secuencias: La primer tectono-secuencia (Synrift) inicia en el Triásico con el depósito sobre el basamento de clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos de lava de la Formación Huizachal del Triásico Tardío al Hettangiano, seguidos por una secuencia transgresiva marina de areniscas y lutitas de la Formación Huayacocotla del Jurásico Inferior durante el Hettangiano-Pliensbachiano. En el Jurásico Medio se restablecieron condiciones continentales y se depositaron clásticos de la Formación Cahuasas. Una nueva transgresión favoreció el depósito de calizas oolíticas de la parte inferior de la Formación Huehuetepec.

5 DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA Sobre estas formaciones se depositaron en el Calloviano calizas arenosas, y bioclásticos arcillosos de la Formación Tepexic, la cuales fueron sobreyacidas por calizas arcillosas y carbonosas de aguas profundas de la Formación Santiago al alcanzar la máxima transgresión en el Oxfordiano. Alrededor de los altos de basamento se desarrollaron rampas carbonatadas en las que se depositaron en la parte interna calizas arcillo-arenosas de la Formación San Pedro y oolíticas de la Formación San Andrés y sus equivalentes laterales de la Formación Chipoco y de cuenca de la Formación Tamán. Estas facies alcanzaron su máximo desarrollo durante el Kimmeridgiano extendiéndose hacia la cuenca, sobre todo durante el siguiente descenso del nivel del mar, observándose en algunas zonas un cambio abrupto de la Formación Santiago a Chipoco y/o San Andrés. Las calizas arcillosas y carbonosas de la Formación Pimienta cubren regionalmente a las de las formaciones Tamán, Chipoco y San Andrés durante el Tithoniano. Hacia el final del Jurásico se depositó sobre la Formación Pimienta un paquete delgado de clásticos correspondientes a la Formación La Casita, derivado de la erosión de las zonas expuestas de basamento. La tectono-secuencia Margen Pasiva inicia con el depósito de calizas oolíticas y bioclásticas del miembro inferior de la Formación Tamaulipas Inferior del Berriasiano-Valanginiano mientras que hacia el área de Tuxpan se desarrolló un borde arrecifal representado por las calizas de la Formación El Abra bordeado por sedimentación de talud de la Formación Tamabra. A finales del Cenomaniano esta plataforma sufre una exposición subaérea particularmente prolongada y con la transgresión subsiguiente se restableció la sedimentación carbonatada somera, más adelante debido al ascenso relativo del nivel del mar se depositaron calizas pelágicas carbonosas de la Formación Agua Nueva del Turoniano sobre las formaciones El Abra, Tamabra y Tamaulipas Superior, posteriormente calizas arcillosas con intercalaciones de bentonita de la Formación San Felipe seguidas por margas, calizas arcillosas y lutitas calcáreas de la Formación Méndez marcando el final de la tectono-secuencia Margen

6 DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA Modelo de depósito Cretácico Medio (Albiano Cenomaniano) La tectono-secuencia Antefosa se caracteriza por el cambio de sedimentación carbonatada a terrígena, estos últimos depósitos cenozoicos marinos fueron definidos originalmente como Cuenca Tampico-Misantla por López-Ramos (1956). El perfil batimétrico tendía a ser de tipo rampa o con zonas relativamente estrechas, en las que los sistemas costeros pasaban a una zona de prodelta o talud en el que predominaba el transporte por corrientes de turbidez, flujos de escombros y deslizamientos.

7 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES El cubo sísmico Pánuco 3D fue adquirido y procesado para determinar objetivos de profundidades mayores a 1,000 m, por lo que la imagen sísmica es de regular a mala calidad antes de los 400 m. En términos generales, las amplitudes y reflexiones sísmicas son de buena calidad a partir de los 500 m; sin embargo, al aplicar algunos atributos como suavizado estructural (unificación de amplitudes), primera derivada (eliminación de ruido) y filtrado de frecuencia (espectro de frecuencia dentro del rango de la señal sísmica), fue posible mejorar la calidad de la imagen sísmica, con miras a realizar la interpretación de las formaciones Agua Nueva y San Felipe, que se encuentran a menos de 400 m. SW NE Inline 2380 Sección sísmica Pánuco 3D - IL-2380 La actualización del modelo estructural en esta etapa consistió en la reinterpretación a detalle de toda la información sísmica del bloque. Se le dio buen nivel de detalle a las fallas en el sector cubierto por sísmica tridimensional (3D) y al seguimiento de las fallas regionales y menores.

8 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES Se interpretó con mayor certidumbre la falla regional con orientación N-S, que separa las dos subcuencas. Esta falla es de carácter lístrico y, por lo tanto corresponde al periodo de la segunda fase de apertura del Golfo de México (expansión del fondo oceánico). Se le dio seguimiento a la falla y su geometría lístrica en varias líneas del proyecto y aún en el cubo sísmico. En la siguiente figura se ilustra esa interpretación en dos líneas sísmicas. bloques altos y bajos del basamento, depósito de primeras rocas sedimentarias, así como depósito de la formación San Andrés asociado a los altos preexistentes La siguiente sección estructural muestra en detalle el modelo estructural del campo Cacalilao, dentro del bloque Pánuco; es la más representativa de la evolución tectosedimentaria del área, dado que muestra los eventos tectónicos y estratigráficos que configuraron esta porción de la Cuenca Tampico Misantla; dichos eventos corresponden al estilo tectónico extensional durante gran parte del Mesozoico, el basculamiento de algunos bloques estructurales y el periodo erosivo que siguió a la Orogenia Laramídica de fines del Eoceno Medio representado en la parte oriental de la sección donde se aprecia la erosión de la Formación San Felipe y parte de Agua Nueva; además, se aprecia muy claramente en esta sección el crecimiento estratigráfico de la unidad Cretácico Tamaulipas Inferior que se presenta al este de la falla regional.

9 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES Sección estructural transversal área Cacalilao, bloque Pánuco La erosión en el extremo SE del bloque Pánuco es una superficie de despegue, donde los depósitos clásticos suprayacentes son sedimentos terciarios y cretácicos re-trabajados. Su origen podría ser un colapso gravitacional, debido al desnivel estructural entre la zona de altos del basamento de Cacalilao, isla de Los Cues-Salinas y zona marina. Este fenómeno se observa en varias líneas sísmicas. Se conoce la presencia de brechas en la zona de los pozos Loma del Pozo y Carbono, que de alguna forma se relacionarían con cambios laterales de Ksf y Kan.

10 HISTORIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO El primer pozo perforado en este bloque se terminó en 1907; resultó productor de aceite en rocas del Cretácico Superior. La producción máxima del bloque Pánuco, fue de 291,542 bpd de aceite en el año de Los yacimientos son someros (300 a 800 m) de edad Cretácico Superior, producen aceite pesado de 10 a 13 API; el gas contiene CO 2 del 50 al 100%, la viscosidad del aceite es de 300 a 700 cy; la temperatura del yacimiento varía de 40 a 45 C; el mecanismo de empuje es expansión roca-fluido; el área desarrollada es de 140 Km 2. Las rocas productoras son calizas arcillosas naturalmente fracturadas con espesores impregnados que varían de 70 a 140 m. La presión es baja en estos yacimientos, la intensidad del fracturamiento determina la productividad; actualmente, tiene una presión de 40 a 50 Kg/cm 2. El flujo es solamente por fracturas. El factor de recuperación actual es de 10.2%; la porosidad varía de 6 a 12%, la permeabilidad de 1 a 1,000 milidarcies (md). De 2006 a la fecha, en esta área se han perforado 31 pozos y se han realizado cuatro reentradas, con los mismos objetivos. Dentro del bloque, se han perforado 1,626 pozos, de los cuales 191 están en operación, 99 cerrados, seis pozos se han convertido a letrinas y 1,336 han sido taponados; de estos pozos taponados, 956 fueron productores, se han perforado cuatro re-entradas; existen 75pozos con registros geofísicos. Se cuenta con 395 localizaciones programadas a perforar.

11 HISTORIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO Metros Configuración estructural cima Cretácico Agua Nueva, ubicación de pozos y de localizaciones propuestas La ubicación correspondiente de muchos de los pozos improductivos se desconoce, pero en relación a los pozos productores se tiene control de ellos en cuanto a su comportamiento histórico de producción y su posición geográfica. Dentro del bloque se han adquirido seis perfiles sísmicos verticales (VSP), en los pozos Cacalilao-660H, Cacalilao-1140H, Pemex-1127V, Pánuco-1000H, Mex-Gulf-2A, Carbono-1B; se calibraron y validaron tres sismogramas sintéticos de los pozos Cacalilao-1130H, Cacalilao-1139 y Pánuco-1002H. De acuerdo con el promedio de velocidades a la superficie de Cretácico San Felipe, éstas disminuyen de Noroeste a Sureste.

12 PRODUCCIÓN POR CAMPO Y RESERVA El bloque Pánuco ha producido a la fecha MMbl de aceite; la producción actual es de 2,385 bpd de aceite y 2.4 MMpcd de gas, con aporte de 35 a 40 porciento de agua; la producción promedio actual es de 19 bpd (pozos viejos) y 40 bpd (pozos nuevos), la producción inicial por pozo nuevo es de 70 bpd; con una RGA 50 m 3 /m 3 ; su factor de recuperación actual es de 10.2 porciento, la presión actual del yacimiento varía entre 40 a 50 Kg/cm 2. Sistemas de producción: fluyente, bombeo mecánico, bombeo neumático y cavidades progresivas. Este campo produce en las calizas arcillosas naturalmente fracturadas de las formaciones Agua Nueva y San Felipe, del Cretácico Superior. BPD Prod. Máxima 291,542 BPD MMPCD Prod. Actual 2,385 BPD Historia de producción bloque Pánuco

13 PRODUCCIÓN POR CAMPO Y RESERVA SALINAS SALINAS SINEMP CRN SINC51 SOTI7 TRAN91 RICH TRAN CRN INTE SINC E CRN SINEMP INTE32 SINC E173 TRAN4 MEXG SINC E226 TRAN307 TRAN CRN SINC E TRAN34 PEMX TRAN SINC E260 SINC E321 SINC E CACALILAO CRN89 SINC E294 EMPI337A 2027 TRAN CRN INTE SINC4 SINC E144 SINC E275 TRAN INTE125 SINC E65 INTE1A INTE CRN4 CRN BARB44B BARB9 BARB13 PANUCO CRN135 CRN172 DELI FECHA:01/12/ TRAN TRAN12 INGE CRN155CRN161 Aceite.Acumulado ( Mbbl ) TRAN309 TRAN146 SINC WELL16 MEXG11 TRAN128 CRN116D CRN CRN CRN12 SINC E137 SINC 5586 E293 CACALILAO 6202 SINC TRAN9 SINC E CRN13 SINC E CRN SINC E CRN CRUZ3D 9436 JRZ3C BARB7B PANUCO 5484 SAN5 GONZ1C INGE Sector Pánuco Cacalilao producciones acumuladas CHIJ FECHA:01/12/2010 Aceite.Acumulado ( Mbbl ) Sector Pánuco Cacalilao producciones acumuladas SALINAS TOPILA FECHA:01/12/2010 Aceite.Acumulado ( Mbbl ) FECHA:01/12/2010 Aceite.Acumulado ( Mbbl ) Sector Salinas producciones acumuladas Sector Topila producciones acumuladas

14 PRODUCCIÓN POR CAMPO Y RESERVA Las reservas estimadas del bloque Pánuco, al 1 de enero de 2011, son las siguientes: Núm Pozos Existentes Plays Tipo hidrocarburos Densidad ( API) Reservas (MMbpce)** 1P 2P 3P RGA (m 3 /m 3 ) 1,626 Ksf-Kan Aceite pesado **No se considera el gas por contener un alto porcentaje de CO 2 bloque/campo Área desarrollada por Campo (Km 2 ) Volumen original (MMbl/MMMpc) Factor de recuperación total 2P (fracción) Producción acumulada (MMbl/MMMpc) Reservas remanentes 2P (MMbl/MMMpc) Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas Cacalilao Pánuco Salinas Topila Total

15 INFRAESTRUCTURA Y MANEJO DE HIDROCARBUROS Actualmente, el manejo de la producción se realiza a través de 27 estaciones de recolección; la corriente de estas instalaciones y ductos se concentra en la Planta Central de Cacalilao, donde el crudo es sometido a un proceso de deshidratación con el fin de alcanzar la calidad para su exportación. El agua congénita resultante de la deshidratación, se inyecta a cuatro pozos localizados en esta área; posteriormente el crudo es enviado, a través de un oleoducto de 12 x 48.4 Km, mediante bombeo, hacia tanques de almacenamiento en la Refinería Madero, desde donde se envía a los buque- tanque para su exportación. La infraestructura de producción y transporte (oleoductos, gasoductos, acueductos, red eléctrica y caminos) la comparten los campos Pánuco, Cacalilao, Salinas y Topila, situados dentro del bloque Pánuco. Debido a que el aceite producido presenta una baja relación gas aceite, no se cuenta con infraestructura para el aprovechamiento de gas, el cual es liberado a la atmósfera. La capacidad de infraestructura para el almacenamiento de hidrocarburos es de 119,075 bl. Datos infraestructura de producción Estaciones de recolección de aceite 27 Capacidad de almacenamiento 119, 075 lb Ductos: Diam (pg) Long (Km) Oleoductos (29) Gasoductos (17) Gasoductos BN (192) Acueductos f/opn (24) Líneas de descarga (273) Líneas de agua de desecho (4) 4 4 Presa API 1 Planta central de deshidratación 1 Mapa instalaciones recolección Adjunto Tabla de infraestructura de producción

16 INFRAESTRUCTURA Y MANEJO DE HIDROCARBUROS El siguiente diagrama muestra la infraestructura de producción del bloque Pánuco, indicando el sentido de flujo de transporte del crudo: BLOQUE ALTAMIRA Altamira 30 Pimienta Mata del Muerto BLOQUE ÉBANO Limón 13 Raya 5 Limón 5 Ébano 4 E-112 Chijolito Chijol-D-17 Ébano 3 E-41 E-114 Méndez 2 Corc. 2 Águila E-M G-Méndez E-K Ébano, SLP Paciencia E-108 E-104 A-21 4 Sinclair 6 Internacional V Águila 3 Sinclair 3 Sinclair Cacalilao Internacional H2- Marland III Águila II Águila Limón 12 5 Sinclair E-P Corc. 1Sabalo Corc. 5 Águila IV Águila VI Águila Cacalilao, Ver. 6 Sinclair Chila-Salinas 2 Calentadores Dominguez I Águila Salvasuchil Mahuaves Ojital Barberena Vega de Otates San Manuel Piedras Palangana Buenavista Tanantoro Pánuco, Ver. Minerva BLOQUE PÁNUCO Sentido del Flujo Infraestructura bloque Pánuco

17 PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN Pozos tipo En implementación del plan de perforación se puede considerar diseñar tres tipos de pozos para alcanzar el objetivo. El diseño de los pozos, en cada caso, dependerá de la información geológica, geofísica, petrofísica y del yacimiento disponible en el punto de perforación. Pozo tipo l Horizontal sin agujero piloto, toma de información y perforación horizontal a 900 metros desarrollados (md). Pozo tipo li Horizontal incluye agujero piloto a 470 m. toma de información y perforación horizontal a 900 md. Pozo tipo lii Horizontal incluye agujero piloto a 950 m. toma de información y perforación horizontal a 900 md. Pozos tipo I: Este diseño corresponde a pozos ubicados en áreas en donde se tiene conocimientos precisos de la profundidad de las formaciones y su conformación estructural, que permiten perforar un pozo horizontal directo al objetivo, sin necesidad de evaluar por medio de la toma de información la trayectoria de dicho pozo. Pozos tipo II: Este diseño corresponde a pozos ubicados en áreas en donde no se tiene conocimientos precisos de la profundidad de la formación objetivo y su conformación estructural, por lo que se requiere perforar un agujero piloto vertical hasta alcanzar y afinar la profundidad de la cima de dicha formación, para posteriormente, diseñar la trayectoria horizontal del pozo.

18 PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN Pozos tipo III: Este diseño corresponde a pozos estratégicos ubicados en áreas en donde no se tiene conocimientos precisos de la profundidad de las formaciones objetivo y de otras mas profundas, con objetivo de investigar la posibilidad de nuevos yacimientos con la perforación de un pozo piloto vertical. Posteriormente, se abandona el pozo vertical y se diseña la nueva trayectoria horizontal a la formación objetivo. Este tipo de pozo contempla la toma de información con registros convencionales y especiales, el corte de núcleos y pruebas de formación para la caracterización estática y dinámica del yacimiento. Cementación de tuberías de revestimiento TR: Programa de cementación de tuberías 9 5/ m.b.m.r. (metros bajo mesa rotaria) 7 0-+/- 250 m.b.m.r. Fluidos: Programa de fluidos 1ª. etapa 0 48 m Fluidos base agua ( gr/cm 3 ) 2ª etapa m Fluidos base agua ( gr/cm 3 ) 3ª. etapa 250-PT m Salmuera potásica 4ª etapa 250-PT md Salmuera potásica ( gr/cm 3 ) con equipo bajo balance ( gr/cm 3 ) ( gr/cm 3 ) con equipo bajo balance ( gr/cm 3 ) md = metros desarrollados

19 PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN Presión de yacimiento: 40 a 50 Kg/cm 2 presión de fondo cerrado Tipo de terminación: Sencilla, intervalo productor en agujero descubierto Estimulaciones: Tratamiento de limpieza ácido orgánico Sistema Artificial: Bombeo mecánico convencional y cavidades progresivas. Producción esperada: 70 bpd por pozo.

20 Bloque Pánuco R E S U M E N E J E C U T I V O Activo Poza Rica-Altamira Junio 2011