bloque pánuco -...

Activo Poza Rica-Altamira

Junio 2011

Bloque

PánucoR E S U M E N E J E C U T I V O


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

Í N D I C E

Activo Poza Rica - Altamira 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 Km2; dentro del bloque se encuentran los campos Salinas,

Pánuco, Topila y parte del Cacalilao.

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 6,858.67 MMbl de aceite y 21,060.76 MMMpc de gas. Alcanzó una

producción máxima de 291,542 bl de aceite en 1924. Los campos de este bloque tienen

una producción acumulada aproximada de 703.1 MMbl de aceite y 2,147.6 MMMpc de

gas, a diciembre del 2010. 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/cm2. La dificultad de la

perforación es baja. Se han adquirido 565 Km de sísmica bidimensional (2D) de regular

calidad y 225 Km2 de sísmica tridimensional (3D).

Ubicación del bloque Pánuco

Activo Poza Rica - Altamira 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.

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.

Ubicación de la Cuenca Tampico - Misantla

bloque Pánuco


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

Pasiva.


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.

Modelo de depósito Cretácico Medio (Albiano–Cenomaniano)

Activo Poza Rica - Altamira 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.

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.

Sección sísmica Pánuco 3D - IL-2380

Inline 2380

SW NE


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.

La siguiente sección estructural muestra en detalle el modelo estructural del campo

Cacalilao, dentro del bloque Pánuco; es la más representativa de la evolución tecto-

sedimentaria 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.

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 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.

Sección estructural transversal área Cacalilao, bloque Pánuco

Activo Poza Rica - Altamira HISTORIA DE EXPLORACIÓN YDESARROLLO

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 1924.

Los yacimientos son someros (300 a 800 m) de edad Cretácico Superior, producen aceite

pesado de 10 a 13° API; el gas contiene CO2 del 50 al 100%, la viscosidad del aceite es de

300 a 700 cp @ 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 Km2.

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/cm2. 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 re-

entradas, 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 75 pozos con registros geofísicos. Se cuenta con 395

localizaciones programadas a perforar.

Activo Poza Rica - Altamira HISTORIA DE EXPLORACIÓN YDESARROLLO

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.

Metros

Configuración estructural cima Cretácico Agua Nueva, ubicación de pozos y de localizaciones propuestas

Activo Poza Rica - Altamira PRODUCCIÓN POR CAMPOY RESERVA

El bloque Pánuco ha producido a la fecha 703.1 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 m3/m3; su factor de

recuperación actual es de 10.2 porciento, la presión actual del yacimiento varía entre 40 a

50 Kg/cm2. 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.

Historia de producción bloque Pánuco

BPD MMPCDProd. Máxima 291,542 BPD

Prod. Actual 2,385 BPD


FECHA:01/12/2010

CACALILAO

PANUCO

SALINAS

2435000 2435000

2440000 2440000

2445000 2445000

2450000 2450000

2455000 2455000

2460000 2460000

564000

564000

570000

570000

576000

576000

582000

582000

588000

588000

594000

594000

2824

2821

2790

2507

2498

2462

2419

2357

2348

2314

2060

2047

2027

1998

1970

1959

1896

1887

1772

1761

1748

1732

1601

1524

1485

1484

1456

1415

1399

1369

1360

1337

1321

1308

1302

1236

1215

1200

1188

1102

1101

1086

1080

1075

1067

1048

1039

1039

1034

1032

1023

1016

1010

1008

BARB13

BARB44B

BARB9

CRN135

CRN155CRN161

CRN164

CRN172

CRN183

CRN211

CRN4 CRN51

CRN8

CRN81

CRN89

DELI30

EMPI337A

INGE447

INTE106

INTE125INTE1A

INTE274

INTE32

INTE50

MEXG38

PEMX1119

RICH12

SINC4

SINC51

SINC E144

SINC E173

SINC E176

SINEMP218

SINC E226

SINC E260

SINC E275

SINC E279

SINC E294

SINEMP31

SINC E321 SINC E34

SINC E65

SOTI7

TRAN100

TRAN101

TRAN118TRAN12

TRAN3

TRAN307

TRAN34

TRAN4

TRAN81

TRAN91TRAN94

Aceite.Acumulado ( Mbbl )

1000 2000 3000

FECHA:01/12/2010

CACALILAO

PANUCO

SALINAS

2430000 2430000

2436000 2436000

2442000 2442000

2448000 2448000

2454000 2454000

2460000 2460000

570000

570000

575000

575000

580000

580000

585000

585000

590000

590000

595000

595000

11214

10756

9436

7790

6894

6538

62025662

5586

5484

52254936

4789

4737

4160

4144

4031

3947

3742

3697

3601

3503

3441

3296

3134

30523033

BARB7B

CHIJ4

CRN1

CRN107

CRN11

CRN116D

CRN12

CRN13

CRN75

CRUZ3D

GONZ1C

INGE430

JRZ3C

MEXG11

SAN5

SINC12

SINC15SINC E137

SINC E23

SINC E28

SINC E293

SINC E6

TRAN128

TRAN146TRAN309

TRAN9

WELL16


3 5608 11214

FECHA:01/12/2010

SALINAS

2445000 2445000

2452500 2452500

2460000 2460000

2467500 2467500

2475000 2475000

2482500 2482500

585000

585000

590000

590000

595000

595000

600000

600000

605000

605000

610000

610000


5 103 200

FECHA:01/12/2010

TOPILATOPILA

2418000 2418000

2424000 2424000

2430000 2430000

2436000 2436000

2442000 2442000

2448000 2448000

585000

585000

592500

592500

600000

600000

607500

607500

615000

615000

622500

622500


0 91 182

Sector Pánuco Cacalilao producciones acumuladas

Sector Pánuco Cacalilao producciones acumuladas

Sector Topila producciones acumuladasSector Salinas producciones acumuladas


Las reservas estimadas del bloque Pánuco, al 1 de enero de 2011, son las siguientes:

**No se considera el gas por contener un alto porcentaje de CO2

Núm Pozos Existentes

Plays Tipo

hidrocarburos Densidad

(°API)

Reservas (MMbpce)**RGA

(m3/m3)1P 2P 3P

1,626 Ksf-Kan Aceite pesado 10 - 13 8.3 49.9 49.9 40

bloque/campoÁrea desarrollada por Campo (Km2)

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 41.5 2681.5 8813.0 0.11 0.10 282.0 845 21.9 2.7

Pánuco 65.3 3649.4 10613.8 0.11 0.10 367.6 1065.4 25.4 6.5

Salinas 12.8 170.3 340.5 0.12 0.25 18.0 82.5 1.7 2.6

Topila 20.4 357.5 1293.4 0.10 0.12 35.6 154.7 0.8 6

Total 140.0 6858.7 21060.7 0.11 0.10 703.1 2147.6 49.8 17.8

Activo Poza Rica - Altamira INFRAESTRUCTURA Y MANEJODE 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) 4 - 10 161

Gasoductos (17) 4 – 10 28

Gasoductos BN (192) 2 - 6 232

Acueductos f/Opn (24) 2 - 12 64

Líneas de descarga (273) 2 -8 282

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

Activo Poza Rica - Altamira INFRAESTRUCTURA Y MANEJODE HIDROCARBUROS

El siguiente diagrama muestra la infraestructura de producción del bloque Pánuco,

indicando el sentido de flujo de transporte del crudo:

Infraestructura bloque Pánuco

Ébano 4

Raya 5

E-112

E-114Méndez 2

E-MChijolito

Chijol-D-17

Ébano 3 E-41

E-K

274 Internacional

6 Internacional A-21E-108

E-104

Limón 5

Limón 13

Limón 12H2- Marland

4 Sinclair

V Águila

III Águila

Cacalilao 150

I Águila

5 Sinclair

II Águila

IV Águila

VI Águila

2 Calentadores

Palangana

Vega de Otates

Dominguez

MahuavesSalvasuchil

BarberenaOjital

PiedrasSan Manuel

Tanantoro

Minerva

Buenavista

Corc. 1Sabalo

Corc. 5 Águila

Corc. 2 Águila

G-MéndezChila-Salinas

E-P

Paciencia

Pánuco, Ver.

Ébano, SLP

Cacalilao, Ver.6 Sinclair

Altamira 30

Mata del Muerto

Pimienta

BLOQUE ALTAMIRA

BLOQUE ÉBANO

BLOQUE PÁNUCO

3 Sinclair

3 Sinclair

Sentido del Flujo

Activo Poza Rica - Altamira 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.

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.

Horizontal sin agujero piloto, toma de

información y perforación horizontal

a 900 metros desarrollados (md).

Pozo tipo l 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 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:

Fluidos:

md = metros desarrollados

Programa de cementación de tuberías

9 5/8” 0-18 m.b.m.r. (metros bajo mesa rotaria)

7” 0-+/- 250 m.b.m.r.

Programa de fluidos

1ª. etapa 0–48 m Fluidos base agua (1.02-1.10 gr/cm3)

2ª etapa 48-250 m Fluidos base agua (1.02-1.15 gr/cm3)

3ª. etapa 250-PT m Salmuera potásica(1.02-1.06 gr/cm3) con equipo bajo

balance (1.02-1.06 gr/cm3)

4ª etapa 250-PT md Salmuera potásica(1.02-1.06 gr/cm3) con equipo bajo

balance (1.02-1.06 gr/cm3)


Presión de yacimiento: 40 a 50 Kg/cm2 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.


Junio 2011

Bloque

PánucoR E S U M E N E J E C U T I V O

bloque pánuco -...

Documents