Contratos Integrales EP: Amatitlán

Contratos Integrales EP: Amatitlán Contratos Integrales EP: Amatitlán Tabla de contenido
Introducción. ............................................................................................................................ 3 Descripción de la Cuenca ................................................................................................... 5 Características Principales ................................................................................................... 9 Historia de Exploración y Desarrollo ................................................................................. 16 Producción por Campo y Reserva .................................................................................. 19 Infraestructura y Manejo de Hidrocarburos ................................................................... 21 Prácticas de Perforación .................................................................................................... 23 Contratos Integrales EP: Amatitlán Introducción.
El Área Contractual Amatitlán se localiza en la porción Noroeste de la envolvente del área del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, comprende una extensión aproximada de 230 Km2; se encuentra a 64 Km al NW de la ciudad de Poza Rica, Veracruz. Ubicación del Área Contractual Amatitlán Geológicamente, se ubica en la porción sur-­‐central de la Cuenca Tampico-­‐Misantla. El campo principal en esta Área Contractual es el Amatitlán, el cual fue descubierto en el año 1962, observándose las primeras manifestaciones de aceite y gas en las rocas carbonatadas de la Formación Tamaulipas Superior en el pozo Amatitlan-­‐1, durante su primera prueba de producción, se obtuvieron 138 bpd con 0% de agua y una RGA de 140 m3/m3, es importante destacar que este intervalo fue aislado, considerándolo como productor incosteable. En esta Área Contractual se han perforado 23 pozos, de los cuales 16 están cerrados, 4 taponados y 3 en operación. La producción máxima alcanzada fue de 654 bpd de aceite con 8 pozos activos en noviembre de 2004, actualmente (30/06/12) se tiene una producción acumulada de 176,928 bls de aceite y 893,730 Mpc de gas. El crudo es de tipo ligero con densidad de que va de los 34 a 44° API; la presión de fondo más 3 Contratos Integrales EP: Amatitlán reciente registrada en el pozo Cacahuatengo-­‐716 (junio 2011), es de 115.6 Kg/cm2 a una profundidad de 1,300 m. Los sistemas de producción existentes en el bloque son principalmente fluyentes y bombeo mecánico. La profundidad promedio de los yacimientos son de 1,200 y 2,100 m para el Terciario y Mesozoico respectivamente. Durante la perforación de los pozos exploratorios en las formaciones Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta, Tamán y Santiago del Mesozoico, se presentaron algunas manifestaciones de gas, así como impregnaciones de aceite en núcleos y en las muestras de canal. Por medio de análisis PVT, realizados a muestras de aceite tomadas en pozos probados en las formaciones mencionadas, en el Paleocanal de Chicontepec, se conoce la siguiente información: • Pozo Chicontepec-­‐1 (ubicado al Oeste a 4.8 Km del Área Contractual). Formación Tamaulipas Superior: Aceite con densidad de 31.65 °API, una Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de 115.30 m3/m3, un Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.3840m3/m3 y una Presión de Saturación (Pb) de 157.10 Kg/cm2. • Pozo Presidente Miguel Alemán-­‐772 (ubicado al Sureste a 73 Km del Área Contractual). Formación Tamaulipas Inferior: Aceite con densidad de 35.7 °API, una Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de 179.50 m3/m3, un Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.6270 m3/m3 y una Presión de Saturación (Pb) de 215.20 Kg/cm2. • Pozo Furbero-­‐106 (ubicado al Sureste a 63 Km del Área Contractual). Formación Tamán: Aceite con densidad de 37.11 °API, una Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de 179.60 m3/m3, un Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.8138 m3/m3 y una Presión de Saturación (Pb) de 175.10 Kg/cm2. • Pozo Caviar-­‐1 (ubicado al Noreste a 136 Km del Área Contractual). Formación Pimienta: Aceite con densidad de 15.74 °API, una Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de 33.28 m3/m3, un Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.1659 m3/m3 y una Presión de Saturación (Pb) de 106.16 Kg/cm2. 4 Contratos Integrales EP: Amatitlán 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, una porción en la parte oriental de los Estados de San Luís Potosí, Hidalgo y norte de Puebla, y hasta la isobata de 200 m en la plataforma continental del Golfo de México. 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: Primer tectono-­‐secuencia (Synrift). Inicio en el Triásico (250Ma), con el depósito de clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos de lava de la 5 Contratos Integrales EP: Amatitlán Formación Huizachal, de edad Triásico Tardío (Noriense-­‐Retiense), sobre basamentos cristalino y metamórfico, posteriormente se depositó la Formación Huayacocotla del Jurásico Inferior (Hettangiano-­‐Pliensbachiano) la cual es una secuencia de areniscas y lutitas, de mares transgresivos. Para el Jurásico Medio, se restablecieron condiciones continentales, depositándose clásticos de la Formación Cahuasas, para el final de este periodo, se inicio una nueva transgresión marina, la cual favoreció el depósito de calizas oolíticas de la Formación Huehuetepec (Bathoniano), y calizas arenosas con bioclastos y oolítas de la Formación Tepexic (Calloviano), la cuales fueron sobreyacidas por lutitas calcáreas y carbonosas con abundante materia orgánica, de la Formación Santiago (Oxfordiano), depositadas en mares restringidos de baja energía, al ir avanzando la transgresión marina, alrededor de los altos de basamento, se desarrollaron rampas carbonatadas sobre las cuales en su parte interna y borde se depositaron calizas arcillo-­‐
arenosas y calizas oolíticas de las Formaciones San Pedro y San Andrés respectivamente (Kimmeridgiano) y sus equivalentes laterales hacia aguas mas profundas, las calizas arcillosas con escasos bioclastos y oolítas (Formación Chipoco) y calizas arcillosas negras de cuenca (Formación Tamán). Las condiciones de mares transgresivos continuaron, para que durante el Tithoniano-­‐Portlandiano, se presentara una máxima superficie de inundación, quedando bajo condiciones subacuáticas la mayoría de los altos de basamento. Durante este tiempo se depositaron calizas arcilloso-­‐carbonosas, (ricas en materia orgánica) de la Formación Pimienta, de ambiente de aguas relativamente profundas, la cual regionalmente se encuentra presente y solo en las partes emergidas del basamento las cuales se encontraban bajo condiciones costeras y/o litorales se deposito la Formación La Casita, constituida por areniscas glauconíticas. Tectono-­‐secuencia Margen Pasiva. La transgresión marina continuó y finalmente inundo todos los altos de basamento, depositándose en las partes internas, calizas y dolomías mientras en los bordes se inicio el incipiente desarrollo de crecimientos orgánico-­‐
arrecifales. Al mismo tiempo y por la subsidencia térmica las áreas bajas se fueron profundizando dando lugar a cuencas de mares profundos en donde se depositaron los tres miembros de la Formación Tamaulipas Inferior (Miembro calcarenítico, Miembro Bentonítico y Miembro Calizas Cremas), de edad Barresiense-­‐Barremiense. Durante el Aptiano, se presentó el depósito de la Formación Horizonte Otates, la cual esta considerada como una secuencia condensada. Durante el Albiano, se desarrolló a lo largo de toda la denominada plataforma de Tuxpan un borde arrecifal de aproximadamente 1400 m de espesor generando en la parte interior de la plataforma facies de laguna, mientras que para el frente arrecifal se desarrolló por la denudación arrecifal, la 6 Contratos Integrales EP: Amatitlán Formación Tamabra con facies de talud proximal, medio y distal, la cual cambia de facies con la Formación Tamaulipas Superior de calizas cretosas. A finales del Cenomaniano, la plataforma queda bajo condiciones subaéreas por un pulso regresivo marino, la cual fue seguida por una nuevo evento transgresivo, permitiendo el deposito tanto en la facies lagunar como en las zonas del talud medio, distal y cuenca de las formaciones Agua Nueva del Turoniano, (calizas negras arcillosas con intercalaciones de lutitas negras), San Felipe Coniaciano-­‐Santoniano (calizas arcillosas gris verdoso con abundantes intercalaciones de bentonitas verde olivo) y Méndez Campaniano-­‐
Mastrichtiano (calizas arcillosas y margas de color verdes y rojas), con el depósito de esta ultima formación terminó el periodo de esta tectono-­‐secuencia. Eventos
Tectónicos
Ambientes
sedimentarios
Columna geológica Cuenca Tampico-­‐Misantla con rocas almacenadoras, rocas generadoras (yacimientos no convencionales), eventos tectónicos y. ambientes sedimentarios. 7 Contratos Integrales EP: Amatitlán La tectono-­‐secuencia Antefosa, se caracteriza por el inicio del levantamiento de la Sierra Madre Oriental (SMO), lo cual provoco una mayor aportación de sedimentos terrígenos, estos depósitos cenozoicos marinos fueron definidos originalmente como Cuenca Tampico-­‐Misantla por López-­‐Ramos (1956). El levantamiento continuo de la SMO, dejo planicies costeras y plataformas continentales muy angostas, por lo que los sistemas costeros pasaban de una zona de prodelta a talud y en donde predominaba el transporte de sedimentos por corrientes de turbidez, flujos de escombros y deslizamientos, depositándose en el fondo del piso marino (cuenca) abanicos submarinos, los cuales se sobrepusieron unos sobre de otros, generándose erosión submarina durante sus emplazamientos. Al final de Cenozoico predominaron ambientes deltaicos. Tuxpan
Poza Rica
Tecolutla
Modelo sedimentario del Terciario (Paleógeno y Neógeno). Obsérvese que por encima de la Formación Chicontepec se depositaron ambientes de deltas 8 Contratos Integrales EP: Amatitlán Características Principales
La principal Formación productora es la Formación Chicontepec y se cuenta con evidencias de producción en las formaciones Agua Nueva, Tamaulipas Superior y Tamaulipas Inferior del Cretácico Superior, Medio e Inferior respectivamente. Los yacimientos presentes en esta Área Contractual, se encuentran en trampas combinadas, estructurales (anticlinales con sutiles echados con cierre en cuatro direcciones) y estratigráficas. En esta Área Contractual se ubican los pozos exploratorios, Amatitlán-­‐1, 2, 3, Dorado-­‐1, 1D, Profeta-­‐1 y Vinazco-­‐1, en los cuales se presentaron de regulares a buenas impregnaciones de aceite en las muestras de canal, atractivas manifestaciones de gas en las formaciones Agua Nueva, Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta, Tamán y Santiago. En el pozo Amatitlan-­‐1, se observó en las muestras de canal recuperadas de las formaciones Tamaulipas Superior e Inferior, varios intervalos con impregnación de aceite. Se cortaron dos núcleos en la Formación Tamaulipas Inferior, observándose impregnación de aceite en matriz y en fractura. Se realizaron cinco pruebas de producción en la Formación Tamaulipas Inferior, en los intervalos 2580-­‐2598, 3050-­‐3070 y 3095-­‐3120 m, fluyo aceite, gas y agua con gastos estimados de 132, 138 y 128 bpd respectivamente, en los tres casos dejo de fluir, por tal razón se determinó como productor no comercial de aceite y gas. En el pozo Amatitlan-­‐2, se observaron altas manifestaciones de gas, durante la perforación en las Formaciones Agua Nueva, Tamaulipas Superior e Inferior. Se realizaron cuatro pruebas de producción en la Formación Tamaulipas Inferior, tres en Tamaulipas Superior y dos en la Formación Agua Nueva, en las pruebas realizadas en las Formaciones Tamaulipas resultaron con agua manchada de aceite y en prueba realizada en la Formación Agua Nueva, se reportó un gasto de 372 bpd con una RGA de 427 m3/m3 y 0% de agua, se obtura intervalo y define el pozo como productor incosteable. 9 Contratos Integrales EP: Amatitlán En el pozo Amatitlan-­‐3, se presentaron fuertes manifestaciones de gas, durante la perforación de las Formaciones: Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior y Pimienta. Se efectuó una prueba de producción en el intervalo 2788-­‐2796 m de la Formación Tamaulipas Inferior, fluyendo gas y aceite con baja presión, se sondeó y se recuperó aceite estimándole un gasto de 127 bpd, el pozo resultó productor incosteable. En el pozo Dorado-­‐1, en este pozo se presentaron ligeras manifestaciones de gas durante la perforación, en las Formaciones Tamaulipas Superior e Inferior y Tamán mixto, se cortaron catorces núcleos, de los cuales siete resultaron con ligera impregnación de aceite en las Formaciones Agua Nueva, Tamaulipas Superior, Inferior, Pimienta y Tamán. En las muestras de canal de las formaciones San Felipe, Tamaulipas Superior, Inferior y Tamán, se observó ligera impregnación de aceite. Se realizaron siete pruebas de producción, cuatro en la Formación Tamán (uno resulto productor no comercial de aceite y los otros invadidos de agua), dos en la Formación Tamaulipas Inferior (resultando invadidos de agua) y uno en la Formación Tamaulipas Superior aporto aceite gas y agua (Fw:30-­‐40%, PH: 6.5 y Salinidad: 120000 ppm), se determinó como pozo improductivo invadido con agua. En el pozo Dorado-­‐1D, en este pozo no se presentaron manifestaciones de gas durante la perforación, se cortaron veinte y cinco núcleos, de los cuales nueve resultaron con ligera impregnación de aceite en la Formación Agua Nueva. En las muestras de canal de la Formación San Felipe, se observó aislados residuos de asfalto. Se realizó una prueba de producción, en la Formación Agua Nueva resultando invadido de agua, se determinó como pozo improductivo invadido con agua en el Mesozoico, terminado como productor en el Terciario. En el pozo Profeta-­‐1, en este pozo no se presentaron manifestaciones de gas durante la perforación, de las Formaciones Tamaulipas Inferior, San Andrés y Santiago, se cortaron seis núcleos en el Jurásico sin impregnaciones. En las muestras de canal de la Formación Tamaulipas Superior se observa ligera impregnación de aceite y en las formaciones Pimienta y San Andrés fluorescencia amarillo claro. Se realizó una prueba de producción, en la Formación San Andrés, resultando invadido de agua. Se determinó como pozo improductivo invadido con agua en el Mesozoico. Terminado como productor en el Terciario. 10 Contratos Integrales EP: Amatitlán En el pozo Vinazco-­‐1, se observó una regular manifestación de gas y moderada de aceite ligero a la profundidad de 2578 m, durante la perforación de la Formación Tamaulipas Inferior, se cortaron tres núcleos uno en cada una de las siguientes formaciones: Agua Nueva, Tamaulipas Superior e Inferior, observándose impregnación de aceite. En las muestras de canal se presentaron impregnaciones de aceite en las formaciones agua nueva, Tamaulipas superior, Inferior y Pimienta. Se realizaron dos pruebas de producción en la Formación Tamaulipas Superior, en ambas pruebas fluyo aceite, gas y agua. El pozo se determinó como improductivo invadido de agua salada. A continuación se comentaran los eventos presentes durante la perforación de las rocas de la Formación Chicontepec: En el pozo Amatitlan-­‐2A, no se observaron manifestaciones de gas durante la perforación, se cortaron dos núcleos ambos con regular a escasa impregnación de aceite muerto en la Formación Chicontepec Superior e Inferior, sin impregnación en muestras de canal. Se realizó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Inferior, con un gasto de 25 bpd, 33% de agua, RGA de 100 m3/m3, se determinó como productor de aceite. En el pozo Amatitlan-­‐3D, no se presentaron manifestaciones de gas durante la perforación, se cortó un núcleo con ligera impregnación de aceite en la Formación Chicontepec Superior. Se realizaron dos pruebas de producción, una se determinó como no concluyente y la segunda en la Formación. Chicontepec Medio, con un gasto de 31 bpd, RGA de 1840 m3/m3, su resultado fue de productor de aceite. Pozo Amatitlan-­‐1469, productor de aceite con 30 bpd, con sistema artificial (bombeo mecánico). Pozo Amatitlan-­‐1489, productor de aceite con 31 bpd RGA de 60 m3/m3 y 38% de agua. Pozo Vinazco-­‐1D, durante su perforación se presentaron 10 manifestaciones de gas en el fluido de control, se cortaron once núcleos todos con ligera impregnación de aceite en la Formación Chicontepec Inferior. 11 Contratos Integrales EP: Amatitlán Se realizaron tres pruebas de producción en la Formación Chicontepec Inferior, la primera resulto seco, la segunda productor no comercial, y la tercera productor de 56 bpd con 0.310 mmpcd, RGA de 974 m3/m3 y 0% de agua, su resultado fue de productor de aceite. Pozo Cosmos-­‐1, sin manifestaciones de gas durante la perforación, se cortaron seis núcleos con regular a ligera impregnación de aceite en la Formación Chicontepec Medio. Se realizó una prueba de producción en la Formación. Chicontepec Medio resultando con un gasto de 63 bpd, RGA de 100 m3/m3, 0% de agua, se determinó productor de aceite. Pozo Cacahuatengo-­‐716, sin manifestaciones de gas durante la perforación, se cortaron cinco núcleos con ligera impregnación de aceite en la Formación Chicontepec Canal. Se realizó una prueba de producción en la Formación. Chicontepec Medio resultando con un gasto de 50 bpd, se determinó productor de aceite. Pozo Cacahuatengo-­‐734, sin manifestaciones de gas durante la perforación, no se cortaron núcleos. Se realizó una prueba de producción en la Formación. Chicontepec Canal, resultando con un gasto de 90 bpd, RGA de 50 m3/m3, 31% de agua, se determinó productor de aceite. Pozo Chunco-­‐1, se reportan leves gasificaciones con bajas lecturas de gas en el lodo, se cortaron veintiún núcleos de los cuales dieciocho mostraron ligera impregnación de aceite en la Formación Chicontepec Inferior. Se realizó una prueba de producción en la Formación. Chicontepec Medio resultando con un gasto de 25 bpd, RGA de 100 m3/m3, 0% de agua, se determinó productor de aceite. Pozo Profeta-­‐1, sin manifestaciones de fluidos durante la perforación, no se cortaron núcleos, en las muestras de canal se observa ligera impregnación de aceite en la Formación Chicontepec Canal e Inferior. Se realizó una prueba de producción en la Formación. Chicontepec Inferior resultando con un gasto de 31 bpd. 12 Contratos Integrales EP: Amatitlán Con los registros geofísicos de pozo se elaboraron secciones estructurales de correlación y también con la información sísmica se correlacionaron los eventos sísmicos distintivos de las formaciones mesozoicas. La siguiente figura, es una sección de correlación con una orientación de NW a SE observándose la correlación estructural entre los pozos Postectitla-­‐1, Amatitlán-­‐3, Dorado-­‐1, Profeta-­‐1 y Cacahuatengo-­‐3, observándose el buen desarrollo de las arenas productoras de la Formación Chicontepec y que los Postectitla-­‐1, Amatitlán-­‐3, Dorado-­‐1 y Profeta-­‐1, llegaron a las formaciones del Jurásico Superior, en donde se encuentran las rocas generadoras de hidrocarburos, actualmente consideradas como yacimientos no convencionales o bien denominadas Oil Shale 13 Contratos Integrales EP: Amatitlán Sección estructural NW-­‐SE con registros de pozos. Nótese la presencia de rocas jurásicas en el subsuelo del área en estudio. En la siguiente figura, se muestra la misma sección con información sísmica, en la cual se puede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico observándose el buen desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior. <
POSTECTITLA-­‐1 AMATITLAN-­‐3 DORADO-­‐1 PROFETA-­‐1 CACAHUA-­‐3 Cr
etá
cic
o Jur
ási
co Sección sísmica idéntica a la de correlación entre pozos donde se observa la amplia presencia de las rocas generadoras jurásicas. El Área Contractual Amatitlán, se encuentra ubicado en la parte norte del Paleocanal de Chicontepec, el 96.95 % de esta área cuenta con información sísmica 3D, dentro del cubo sísmico de Amatitlán y Cohuca, procesados en abril del 2009 y en julio 2011 respectivamente. De acuerdo con los archivos sísmicos, los dos cubos actuales, cuentan con una migración pre-­‐apilada en tiempo, su calidad es buena y la resolución vertical es óptima. 14 Contratos Integrales EP: Amatitlán Adicionalmente se cuenta con 87.3 km de sísmicas bidimensionales (2D), con un total de 22 líneas sísmicas del Área Contractual Amatitlán. Mapa de cubrimiento del subsuelo con información sísmica 3D. El área Amatitlán cuenta con el 96.95% de cubrimiento con esta información 15 Contratos Integrales EP: Amatitlán Historia de Exploración y Desarrollo
El descubrimiento del campo Amatitlán fue en mayo de 1962 con la perforación del pozo Amatitlán-­‐1, el cual manifestó en la primera prueba de producción 138 bls/día con un flujo fraccional de agua de 0% y una RGA de 140 m3/m3 (Formación Tamaulipas Inferior). En septiembre de 1963 se perforó el pozo Amatitlán-­‐2, el cual encontró aceite en la Formación Agua Nueva con un gasto inicial de 372 bls/día, un flujo fraccional de agua de 4% y una RGA de 427 m3/m3, finalmente en abril de 1969 el pozo Amatitlán-­‐3, que confirmó producción en la Formación Tamaulipas Inferior con un gasto inicial de 127 bls/día, flujo fraccional de agua de 2% y RGA de 436 m3/m3. Después del descubrimiento el campo fue desarrollado, alcanzando una máxima producción de 654 bpd, con ocho pozos activos en octubre-­‐2002. Para el año 2010, se reiniciaron las actividades de operación y mantenimiento, reactivando pozos con reparaciones menores, en los campo Coyotes y Horcones los cuales se encuentran al Este de esta Área Contractual, cabe mencionar que los gastos promedios antes de la reactivación (abril 2010) de los pozos era de 20 bpd, de 79 pozos en operación, con 1750 bpd promedio mensuales y actualmente (julio 2012) el gasto promedio es de 30 bpd, con 110 pozos en operación y una producción m ensual p romedio d e 3 300 b pd. La actividad de perforación se reinició en los años 2011 y 2012 se perforaron tres pozos horizontales y a la fecha se han terminado dos, Coyotes 423D y Coyotes 276D, ambos se terminaron con multifracturas (cinco) y el gasto inicial del primero de estos, fue de 400 bpd de aceite neto de 37 ºAPI y 0.471 mmmpcd con un corte agua de 30% el cual disminuyo a 15%, el gasto inicial del segundo pozo fue de 318 bpd de aceite de 28 ºAPI y 0.093 mmmpcd de gas y un corte de agua de 35% y continua en limpieza por lo cual se considera que el corte de agua disminuirá como se o bservó e n e l p rimer p ozo. Contratos Integrales EP: Amatitlán Sección sísmica estructural del pozo Coyotes 423D con la trayectoria horizontal RES
RE
Geométrico
Geométric
Longitud
Longitudtota
t
XfXf
Altura
Altura(H)(H
Network
Network
Dirección
Direcció
ArenaOtaw
Ota
Arena
20/40
20/40
Estado mecánico del pozo Coyotes 423D y registro geofísico con el intervalo navegado en el cual se efectuaron cinco fracturas
17 FluidoFractu
Frac
Fluido
Contratos Integrales EP: Amatitlán Actualmente, Petróleos Mexicanos ha iniciado una campaña exploratoria para evaluar mediante la perforación de pozos horizontales las formaciones geológicas consideradas como rocas generadoras de hidrocarburos, las cuales están consideradas como Shale oil y tiene contemplado perforar un pozo exploratorio a 6.3 km al Norte de esta Área Contractual teniendo como su objetivo principal la Formación Pimienta del Jurásico Superior 0
500
1000
KS Mendez
KS SF
KS ANva
KM Tam Sup
KI Tam Inf
1500
JS Tithoniano
JS Kimmeridgiano
2000
2500
3000
3500
SE
NW
Configuración
estructural cima Fm. Pimienta (m)
Localización exploratoria para evaluar la Fm. Pimienta del Jurásico Superior
Contratos Integrales EP: Amatitlán Producción por Campo y Reserva
La explotación comercial de aceite en este Bloque inicia en el año 1973 y la producción es asociada a los yacimientos del Terciario de los campos Amatitlán, Ahuatepec, Cacahuatengo y Coyol. La producción acumulada para esta Área Contractual alcanza 176,928 bls de aceite y 893,730 Mpc de Gas. La presión de saturación esta en un rango de entre 75 y 120 Kg/cm2 y la medida de presión más reciente es de 115.6 Kg/cm2 (a una profundidad de referencia de 1,300 m) tomada en el pozo Cacahuatengo-­‐716 en junio de 2011. Historia de producción del Área Contractual Amatitlán 19 Contratos Integrales EP: Amatitlán Para el Área Contractual Amatitlán, el volumen original es de 6,297.70 MMbl de aceite y 2,695.838 MMMpc de gas; se tiene una producción acumulada de 176.928 Mbls de aceite y 893.730 MMpc de gas, con un factor de recuperación de 9.62 % para el aceite y 59.53 % para el gas. Las reservas remanentes en 2P estimadas son 195.97 MMbl de aceite y 579.59 MMMpc para el gas. AMATITLAN
Produccion Acumulada
Chicontepec
Aceite (Mbbl)
Gas (MMpc)
BOE(Mbpce)
Prod. Acumulada al 30 de junio 2012
176.9280
893.7300
392.6823
Reservas
Chicontepec
Aceite (MMbbl)
Gas (MMMpc)
BOE(MMbpce)
Volumen Original
6297.7000
2695.8376
6948.4991
1P
5.24816
7.88867
7.1526
2P
195.97127
579.59911
335.8916
3P
605.81398
1604.19581
993.0811
Aceite (MMbbl)
Gas (MMMpc)
BOE(Mmbpce)
151
418
251.9089
Reservas al 1 de enero 2012
Recursos Prospectivos
Mesozoico
Volumen original, producción y reservas del Área Contractual Amatitlán 20 Contratos Integrales EP: Amatitlán Infraestructura y Manejo de Hidrocarburos
Infraestructura del bloque Amatitlán El bloque Amatitlán tiene una producción bruta de 50 bpd, y es transportada por camión cisterna a la Batería de Separación Soledad Nte., fuera del bloque. La siguiente infraestructura se encuentra dentro del bloque y cercana al mismo: Propuesta para manejo de la producción El Área Contractual no cuenta con ductos: Contratos Integrales EP: Amatitlán Caminos Área Contractual Amatitlán Mapa de caminos (carreteras y brechas) poblados, macroperas e instalaciones petroleras 22 Contratos Integrales EP: Amatitlán Prácticas de Perforación
Parámetros de perforación Profundidad: Terciario: 1,700 metros desarrollados Mesozoico: 2,100 – 4,300 metros desarrollados Inclinaciones: Verticales y Desviados Densidades de lodos Primera etapa: 1.16-­‐1.20 gr/cm³; lodo bentónico Segunda etapa: 1.26-­‐1.31 gr/cm³; lodo emulsión inversa Tercera etapa: 1.31-­‐1.34 gr/cm³; lodo emulsión inversa Objetivo: Chicontepec Problemas durante la perforación • Etapa Superficial Hidratación de arcillas, pérdidas de circulación, resistencias en introducción de TR’s, inestabilidad del agujero y flujos someros de gas y/o agua. • Etapa intermedia. Intercalaciones de lutitas reactivas, pega de tubería y posible pérdida de fluido, altas velocidades de penetración, probables incrementos de DEC (Densidad Equivalente de Circulación) por la concentración de recortes en el anular e incrementos de atrapamientos y pérdidas de circulación. • Etapa de Producción Empacamiento, resistencias y arrastres, presencia de gas de formación, pérdidas de circulación, pegaduras por presión diferencial, embolamiento de barrena, acumulación de ripios de perforación en la sección curva. Contratos Integrales EP: Amatitlán Prácticas de perforación Este inciso, tiene como objetivo únicamente comentar las prácticas de perforación a la fecha, utilizadas en el desarrollo de este yacimiento, por lo cual se considera como una referencia y no una propuesta de aplicación de la metodología y tecnología aplicada por el AIATG. La mayoría de los arreglos de las tuberías de revestimiento (TR), en esta área corresponden al diseño de tres etapas, una TR conductora de 10 3/4” y 9 5/8”, que tiene como objetivo instalar conexiones superficiales y se cementa alrededor de 50 a 150 m. La TR intermedia de 7 5/8” y 6 5/8”, se cementa a profundidades promedio de 400 a 500 m y de 1500-­‐1700 m respectivamente, los asentamientos de dicha etapa se proponen de los pozos de correlación. Finalmente, perforar la tercera etapa y cementar la TR 5 1/2” a la profundidad total. Generalmente utilizan conexiones API en las tuberías cementadas. En caso de ser necesario, se utiliza agujero descubierto en la zona productora o ésta se llega a revestir con liner de 4 ½” conexión premium Las primeras etapas son de presión normal y se perforan con lodo base agua y con densidades de control del orden de 1.05 a 1.40 gr/cm³; en el caso de densidades anormales, es debido al control de estabilidad de las lutitas y no porque el gradiente de presión lo demande. La etapa de explotación se perfora con fluido base agua (salmuera sódica) capaz de incrementar su viscosidad por cualquier contingencia, además de ser amigable con la formación productora y se ajusta la densidad de control. El árbol de válvulas 10 3/4” x 7 5/8” x 5 ½ x 2 7/8”” y válvulas 9 5/8” x 6 5/8” x 5 1/2” X 2 7/8” 5,000 lb/pg²; no se observa gran problemática operativa durante la perforación del pozo. 24 Contratos Integrales EP: Amatitlán 25 Contratos Integrales EP: Amatitlán 26