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Aguas Profundas en México:Aguas Profundas en México:La oportunidad y el reto

22 de Febrero de 2012

Contenido

Que significa “Aguas Profundas”

Porqué explorar y explotar este recurso: La oportunidad

Con qué recursos estamos enfrentando el reto

Qué resultados se han obtenido Qué resultados se han obtenido

Hacia dónde vamos

www.pep.pemex.com 2

Antecedentes

Por más de 70 años, Pemex haexplorado las provinciasexplorado las provinciasgeológicas del país en labúsqueda de acumulacionescomerciales de hidrocarburosco e c a es de d oca bu os

A partir de los años cuarentas yhasta principios de los noventas,

li ó li ñse realizó una amplia campañapara evaluar el potencialpetrolero del país

Lo anterior ha contribuido aestablecer la evolución tectónicay sedimentaria de México y

Productoras/Reservas1. Sabinas-Burro-Picachos2 Burgos

Potencial medio-bajo7. Plataforma de Yucatán8 Sierra de Chiapas jerarquizar las provincias en

función de su potencial

2. Burgos3. Tampico-Misantla4. Veracruz5. Sureste6. Golfo de México Profundo

8. Sierra de Chiapas9. Sierra Madre Oriental10.Chihuahua11.Golfo de California12.Vizcaíno-La Purísima

www.pep.pemex.com 3

Características del Golfo de México profundo

A

La Cuenca del Golfo de MéxicoProfundo se encuentra entre tirantesde agua mayores a 500 m, con un

Cinturón Plegado Perdido


Salina del Bravo

Salina del Bravo

g y ,área de más de 550 mil km2 (50% enT.A. > 3 mil metros)

Planicie abisal

Planicie abisal

Cordilleras MexicanasCordilleras Mexicanas

Escarpe de CampecheEscarpe de Campeche

A’Siete provincias geológicas, con

rocas generadoras del Jurásico ySalina del

IstmoSalina del

Istmo

Cinturón Plegado Catemaco


almacenadoras del Terciario yMesozoico, principalmente;destacan por su complejidad lasprovincias afectadas por tectónica

A’ (SE)A (NW) Planicie Abisal Salina del IstmoSalina del BravoCinturón Plegado Perdido

Escarpe de Campeche

provincias afectadas por tectónicasalina

Plataforma de Yucatán

www.pep.pemex.com4

Contenido





Hacia dónde vamos

Conclusiones

www.pep.pemex.com 5

Diversificar la exploración

Iniciativas de Exploración▪ Intensificar la actividad

l t i l G lf d

Objetivos del Programa Estratégico

exploratoria en el Golfo de México Profundo y mantenerla en cuencas restantes

▪ Mantener la producción promedio en niveles de 3.1 MMbd aceite y 6.0 MMMpcd de gas superior al de la demanda

1

▪ Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el numero y tamaño promedio de las localizaciones

▪ Mejorar resultados exploratorios para alcanzar una relación

b d / d ió d

2

▪ Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento

reserva probada / producción de cuando menos 10 años

▪ Mantener niveles competitivos en costos de3▪ Definir lineamientos para

integración, ejecución y mecanismos de salida en proyectos exploratorios

Mantener niveles competitivos en costos de descubrimiento y desarrollo, así como de producción.

▪ Mejorar el desempeño en términos de4 ▪ Mejorar los resultados exploratorios que permitan alcanzar una tasa de restitución de reservas totales de 100% en el año 2012

Mejorar el desempeño en términos de seguridad industrial y protección ambiental

▪ Mejorar la relación con las comunidades en las que PEMEX opera

5

www.pep.pemex.com

en el año 2012las que PEMEX opera

6

Cuencas con vastos recursos prospectivos

Producción acumulada*(MMMbpce) 41.9

Total: 52.1 Por su producción acumulada deaceite, destacan las provincias delS t T i Mi tl E

2.3 0.7 07.2

0Burgos y Sabinas

Veracruz Plataforma Yucatán

Tampico Misantla

Sureste Golfo de Mexico

Profundo

Sureste y Tampico – Misantla. En gasno asociado, las provincias de Burgosy Veracruz

Las provincias del Sureste y Tampico23.8

17.8Reservas remanentes* (MMMbpce)

PosibleProbableProbada

Total: 43.1

Las provincias del Sureste y Tampico-Misantla contienen el 97% de lasreservas remanentes del país

Los recursos prospectivos ascienden0.40.9 0.2 0.0

Burgos y Sabinas

Veracruz PlataformaYucatán

Tampico-Misantla

Sureste Golfo de México

Profundo

Los recursos prospectivos, asciendena 50.5 MMMbpce, destacando:

La provincia del Sureste con el 30%de los recursos distribuidos tantode los recursos, distribuidos tantoen aguas someras como en tierra

El área de mayor potencialcorresponde al Golfo de México

29.5Total: 50.5

Recursos prospectivos* (MMMbpce)

corresponde al Golfo de MéxicoProfundo con el 58% del total de losrecursos3.3 0.7 0.3 1.7

15

www.pep.pemex.com

*Al 1º de enero de 2011

Burgos y SabinasVeracruzPlataforma YucatánTampico Misantla SuresteGolfo de Mexico Prof

7

Contenido





Hacia dónde vamos

Conclusiones

www.pep.pemex.com 8

Recursos financieros

El objetivo es evaluar el potencialÁrea jpetrolero que permita reducir laincertidumbre del recursoprospectivo identificado e

Golfo de México Sur

Perdido

prospectivo identificado eincorporar reservas del ordende 2,240 MMbpce

Golfo de La actividad e inversiones se

enfocan en 10 áreas prioritarias, quecubren el 23% de la superficie totalAd i i ió d 60 000 k 2 d

Golfo de México “B”

Adquisición de 60,000 km2 desísmica 3DPerforación de 28 pozos

exploratorios

Proyectos km2 Áreas ÁreasPrioritarias

Superficiekm2

Área Perdido 26,812 2 2 26,812

Golfo de 396,445 12 3 34,585 exploratorios,

Inversión exploratoria delorden de 45,000 MM pesos

México SurGolfo deMéxico B

60,815 5 5 60,988

484,072 19 10 122,457

www.pep.pemex.com 9

Información geofísica

15,000 km lineales de sísmicabidimensional de informacióngravimétrica y magnetométrica

75,000 km2 de sísmica 3D, de estos, 21,822km2 son de acimut amplio

Fortalecer los centros de procesodedicado :Migración pre-apilado en tiempo

(PSTM)(PSTM)Migración pre-apilado en profundidad

(PSDM)Sísmica 3D (Km2)

8 613 10 21116,822

39,892

Total: 75,538 km2

Métodos electromagnéticos en 22localizaciones

8,613 10,211

201110092008

www.pep.pemex.com 10

Equipos de perforación

West PegasusBicentenarioCentenarioMax SmithOcean VoyagerOcean Worker

Equipo T.A. (pies)

Prof. Máxima 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016(pies)

Ocean Worker 3,000 25,000

Ocean Voyager 3,000 25,000

Ago 03 – Ago 07

Nov 07 – Dic 09

5 pozos

5 pozos

Max Smith 7,000 25,000

Centenario 10,000 40,000

Bicentenario 10 000 40 000

Ago 08 – Dic 11

Sep 10 – Dic 14

6 pozos

2 pozos

Bicentenario 10,000 40,000

West Pegasus 10,000 35,000

Jul 11 – Ago 16

Ago 11 – Ago 16

1 pozos


Preparación de recursos humanos en exploración

▪ Procesamiento sísmico, migración en profundidad antes de apilar PSDM▪ Restauración de secciones estructurales▪ Modelos de conversión a profundidad

Elementos del sistema Avances tecnológicos▪ Trampa

▪ Acimut amplio▪ Integración de métodos potenciales y sísmica▪ Modelos 3D de análisis de capacidad sellante de las fallas▪ Predicción de la distribución de las facies geológicas en 3D▪ Estudios de físicas de roca

▪ Roca Sello▪ Roca Almacén

▪ Procesamientos de AVO e inversión sísmica▪ Electromagnéticos▪ Análisis de estudios ópticos y diamantoides▪ Modelado de cuencas 3D

▪ Roca Generadora

▪ Sincronía y Migración ▪ Modelado geológico–geoquímico 3Dy g g g g

2009 28% 62% 7%

20%

3%

Algunos Asistentes mejoraron su grado de especialización y se recibieron nuevos elementos

2011 28% 45% 20% 7%

La disminución del 17% de analistas significó un incremento en Especialistas y Expertos

Se logró incrementar en un 13% el número de Especialistas

Se logró incrementar en un 4% el número de Expertos

Se han logrado avances en la asimilación de tecnologías que impactan en los elementosdel sistema petrolero

Se tienen 10 profesionistas estudiando posgrados en universidades en el extranjero y enprograma 15 más en las disciplinas críticas de la exploración en aguas profundas

www.pep.pemex.com

programa 15 más, en las disciplinas críticas de la exploración en aguas profundas

12

Recursos humanos en ingeniería y en desarrollo

Mantenimiento de InfraestructuraMetoceánica

Desarrollo de Camposen Aguas Profundas

Producción e instalaciones

Adicionalmente a las geociencias, seidentificaron las competencias críticas

AP

Mantenimientode Operación

Ingeniería de yacimientos

Aseguramientode Flujo

Sistemas Flotantes de Producción

identificaron las competencias críticasrequeridas en las áreas de ingeniería deyacimientos, perforación, producción einstalaciones para los proyectos de

Líneas de Flujo, Raisers y Umbilicales

Sistemas Submarinos

Sistemas de Control

Corrosión Operación de Instalaciones

instalaciones para los proyectos deaguas profundas

Desde 2006 se lleva a cabo un programad f ió f i l l l

Perforación

Productividad de Pozos

Sistemas de control

Operaciones de Cementación, Estim. y. Fract

Operaciones de Intervenciones

Perforación de formación profesional en el que a lafecha, más de 200 profesionistas hanasistido acongresos cursos talleres estancias

CríticasAP

Instalaciones de

Operaciones de Reg. Geofísicos,

Esp. y Disparos

Geología y Geofísica

Mantenimiento a unidades y Equipos SERAP

ps/eq con tub. flex

Métodos Artificiales de Producción

Operaciones de L.A. y Presiones de Fondo

congresos, cursos, talleres, estanciasprofesionales y posgrados enfocados aaguas profundas

Instalaciones de Superficie

Ingeniería de Perforación,

Mantenimiento

Automatización e Instrumentación

Ingeniería

Operaciones de Perforación,Terminación y

Sistemas y Tecnologías de Información

Actualmente, 15 de estos profesionistascuentan con un grado de maestría enalguna de estas especialidades

www.pep.pemex.com

Terminación y Reparación

yReparación

13

Tecnología: Modelado geológico y geofísico

Los estudios de modelado geológicoregional han permitido mejorar elconocimiento de la evolución de la sal

A Provincia Salina del IstmoPlanicie Abisal

Cinturón Plegado

Catemaco

3000m

6000m conocimiento de la evolución de la saly sus trampas asociadas

Esta información apoyo a enfocar laadquisición sísmica y definir las

9000m

12000m

15000m50 km0 25

q ysecuencias de procesamientosísmicos en profundidad para mejorarla imagen del subsuelo

Todo lo anterior ha servido paraactualizar los pronósticos del tipo dehidrocarburo y reducir el riesgo y laincertidumbre de los recursosprospectivos

Además se han actualizado losmodelos sedimentarios de la roca

Permeabilidad (md)

Modelado y predicción de propiedades

Características mineralógicas, texturales y

diagenéticas

almacén, con el fin de mejorar elentendimiento de su distribución y lastendencias de porosidad ypermeabilidad

Porosidad (%)Q

70

60

50

40

30

20

10

30

40

50

60

70

80

90

www.pep.pemex.com

pR

90

80

10

20

102030405060708090F

14

Tecnología: Interpretación sísmica cuantitativa

Se ha avanzado en el procesode estandarización de la

Loc. Maximino-1 interpretación cuantitativaAVO – A/B. En todos losproyectos de aguas profundas

Estas metodologías se hanaplicado en las localizacionesque están en perforación o en

i i t d iA/B Loc. Kunah-1 movimiento de equipos como

son: Kunah-1, Maximino-1 y enla delimitación de los camposLakach y Piklis

Análisis AVO de anomalíay

Con el resultado de estospozos se definirán los trendsde calibración que permitirán

km

de calibración que permitiránreducir la incertidumbre de lapresencia de roca almacén ytipo de fluidos

www.pep.pemex.com

0 1 2

km

15

Contenido





Hacia dónde vamos

Conclusiones


Resultados históricos 2000-2011

Con una inversión del orden de 48,000millones de pesos (@2011), se hanadquirido más de 100,000 km deq ,sísmica 2D y 105,700 km2 de sísmica3D

Terminado 18 pozos, 11 productoresp pde los cuales, ocho incorporaron oreclasificaron reserva, con unporcentaje de éxito geológico de 61%y un éxito comercial de 44%y un éxito comercial de 44%

Se han identificado recursoscontingentes por 283 MMbpce eincorporado reservas a nivel 3P por

Estadísticas a 10 años E.U. (2001-2010)Wood Mackenzie. Cifras a 10 años dePemex son del período 2002-2011

US Deepwater,

West GC

US Deepwater,

East GC

México, Pemex

incorporado reservas a nivel 3P por822 MMbpce

Se tiene un costo de descubrimientohistórico de 4.5 USD/bpce a nivel 3P

Pemex son del período 2002 2011. West GC East GCPozos explor. perforados (2001-2010) 150 170 18

Éxito geológico 2001-2010 (%) 30 35 61

Éxito comercial histórico (%) 29 29 44

Reservas totales, 10 años (MMbpce) 6,192 3,851 822 p

Los resultados alcanzados a la fechamuestran un desempeño acorde a lapráctica internacional

Inversión exploratoria, 10 años (MMUSD) 14,756 18,600 3,733

Costo descub. 3P, 10 años (USD/bpce) 2.38 4.83 4.5

Costo prom. x pozo explor. 2010 (MMUSD) 210 280 165*

www.pep.pemex.com

p*2010-2011

17

Pozos perforados

WorkerVoyager

WorkerWorker

WorkerVoyager

) ) ) ) ) ) ))

MaxSmith

m)

Voyager

MaxSmith

m))

Voyager MaxSmith

m)

Voyager

)

MaxSmith

m)

Worker MaxSmith

m)

Centenario

m)

MaxSmith

)Centenario

m)

)

Bicentenario

WestPegasus

m)

Centenario

m)

Bicentenario

m)

West Pegasus

m)

Bicente-nario

m)

(513

m)

(660

m)

(670

m)

(805

m)

(810

m)

(936

m)

(988

m

(681

m)

(123

0 m

(112

2 m

(851

m)

(102

9 m

(739

m)

(169

8 m

Chuktah-201

(119

4 m

(192

8 m

(623

m)

500 m

(149

3 m

(945

m)

(118

6 m

(214

7 m

(180

3 m

(253

5 m

(290

0 m

Puskon T il2004

1000 m

2011Tamil2008

Nab2008

Etbakel2008 Kabilil

2009 Lalail2007

Chelem2007

Leek2009 Noxal

2005 Talipau2011 Lakach

2006 Holok2009 Tamha

H 1

1500 m

500 m 1500 m N M

2008 Hux-1

2012

Lakach2DL

2010 Catamat2009

Nen2011

2000 m

500 m 1500 m N.M.Aguas

SomerasAguas

Profundas Aguas Ultra-profundas

Perforados

En perforación/terminación

Labay2009 Caxa

2012Piklis-1

2010Kunah-1

2012

Clasificación de PEMEX para aguas profundas

2500 m

En perforación/terminación

En programaTrion-1

2012

www.pep.pemex.com

3000 mSupremus-12012

Los estudios y pozos perforados han permitido actualizar el potencial de aguas profundasp g p

Los recursos prospectivos asociados aaguas profundas se estiman a la fechaen 26 6 MMMbpce que representanal

men

te e

n

ubie

rto Comercial

Producción

Reservas

Probadas

Probables

babi

lidad

ad en 26.6 MMMbpce, que representan

alrededor del 50% del potencial totaldel país

L i i dos to

tale

s or

igin

asi

tio

Des

c Posibles

No comercial actualmente

Recurso contingente (recuperable)

No recuperable actualmente

to Recursos RecursosLocalizaciones

men

to e

n la

pro

bde

com

erci

alid

a

Los recursos prospectivos asociados aoportunidades y localizacionesexploratorias se incrementaron de 8.5 a17 0 MMMbpce así como la Pg

Hid

roca

rbur

o

No

desc

ubie

rt Recursosprospectivos comerciales

Recursos prospectivos totales

Oportunidades

Play

No comercial Recursos prospectivos no recuperables actualmente

Incr

em

17.0 MMMbpce, así como la Pgpromedio de las localizacionesaprobadas de 31 a 45%

Este incremento en la probabilidad de

Recurso prospectivo asociado aoportunidades y locs. (MMMbpce)

8.5

17.0

100% Este incremento en la probabilidad decomercialidad de los recursosprospectivos está relacionado a unainversión de 1,400 MMUSD en estudios

Pg promedio de localizaciones aprobadas (porcentaje)

20112007

100%

inversión de 1,400 MMUSD en estudiosy adquisición sísmica, lo querepresenta un costo de reclasificaciónde 0.16 USD/bpce

3145

20112007

45%

www.pep.pemex.com

20112007

19

Contenido





Hacia dónde vamos

Conclusiones


En el Plan de Negocios de Pemex 2012 – 2016 se establece un objetivo y estrategias para Exploración

1 A t l i l d i ió d

Estrategias de ExploraciónObjetivos Estratégicos de PEPPlan de Negocios

de PEMEX

1. Aumentar el nivel de incorporación de aceite en aguas someras y áreas terrestres

El Plan esta 2. Acelerar la evaluación del potencial

del Golfo de México Profundo

3. Ampliar el portafolio de oportunidades

1. Incrementar el inventario de reservas por nuevos descubrimientos y

conformado por 14 objetivos estratégicos de

exploratorias en áreas de gas no asociado

4. Intensificar la actividad de

reclasificación

2. Incrementar la producciónd hid b

estratégicos de los que se derivan 49

te s ca a act dad dedelimitación para acelerar el desarrollo de reservas probadas

5 Intensificar la actividad de la

de hidrocarburosestrategias

5. Intensificar la actividad de la evaluación del potencial del gas no asociado correspondiente al gas en lutitas

www.pep.pemex.com

lutitas

FUENTE: Plan de Negocios de PEMEX y Organismos Subsidiarios 2012 – 2016, Junio de 2011

21

Metas de incorporación de reservas 2012–2016 y perfil de producción futuro

2012

Incorporación 3P por nivel de madurezMMbpce

8,372Semi-Maduro

MaduroIR

A partir del 2012 se estima que lacontribución de aguas profundas a laincorporación de reservas serámayor al 30% del total de la meta, por837 731

49

62

20 36 113 221 368237 246

1,7161,6811,6431,5981,438

1,774

1,482

1,053966

1,734FronteraEP

1,4791

y plo que se deberá fortalecer ydiversificar el portafolio

Para lograr lo anterior se debe349139 0 22 27 280

532 563 501 642 757366 743

1,4331,690

1,3911,163

953 859812

837

251171

966

garantizar la disponibilidad deequipos y materiales de perforación yterminación de pozos y asegurar sueficiencia operativa

139 0 22 27

15141312111100908072006 2016

eficiencia operativa

El cumplimiento de las metas deincorporación de reservas es unelemento clave para alcanzar el perfilp pde producción planteado en el Plande Negocios


Acelerar la evaluación del potencial del Golfo de México Profundo

La estrategia se enfocará a mejorar elconocimiento del tamaño, distribución ytipo de hidrocarburos e incorporarreservas privilegiando las inversiones a

Cinturón Subsalino



Salina del Bravo

Aceite pesado

Aceite ligero

Gas/Aceite ligero

Gas reservas, privilegiando las inversiones alas áreas con potencial deaceite, considerando las siguientesactividades:

Oreos

Nancan

Planicie abisalCordilleras Mexicanas

Escarpe de Campeche

Confirmar la extensión de los plays delPaleógeno en las provincias CinturónPlegado Perdido y Salina del Bravo yevaluar el potencial de los plays

Jaca-Patini

Temoa Nox HuxHolokLipax

HanSalina del Istmo

Cinturón Plegado

2011

20,000.00

Recursos prospectivos (26,547 MMBpce)

evaluar el potencial de los playsmesozoicos

Continuar la evaluación de los playsterciarios y mesozoicos en la provincia


7,045 3,13310,000.00

15,000.0014,371

12,176

y pSalina del Istmo

Evaluar los plays mesozoicos en laporción occidental del Golfo de México

7,326 9,043

0.00

5,000.00

AEAPN AEAPS

Profundo

Terminar de cuantificar el potencial de laprovincia gasífera ubicada al sur de lasC dill M i l Ci t ó


Plays Localizaciones y oportunidades Cordilleras Mexicanas y en el CinturónPlegado Catemaco

Además del reto de descubrir hidrocarburos en aguas profundas es crítico reducir el tiempo del ciclo

Los proyectos de exploración-producción en aguas profundas se caracterizan por ser dealto volumen-alto riesgo y además, una vez realizado un descubrimiento, su desarrollodemanda inversiones entre 2,000 y 4,000 MMUSD.

El reto es reducir los tiempos para recuperar la inversión y generar valor

La reducción del tiempo entre la primera inversión exploratoria, el descubrimiento y laprimera producción es clave en la economía del proyecto.

Sísmica 3DDesc.

Noxal-1Descubrimiento

Lakach-1Delim. Lakach

Área Holok 1ª Producción estimada Lakach

El reto es reducir los tiempos para recuperar la inversión y generar valor

Ene 2004 Ene 2006 Ene 2008 Ene 2010 Ene 2012

Sísmica 3D Noxal-1

Ene 2014

7 años

4 años

Área Cinturón SubsalinoPrimer

descubrimiento

La aplicación sistemáticade tecnologías y elincremento en la

E 2018

Sísmica 2D offset largo

Símica 3D WAz

esperado

Delimitación1ª Producción

6 años

incremento en lacapacidad de ejecuciónse estima reducirá eltiempo de exploración.

www.pep.pemex.com

Ene 2008 Ene 2010 Ene 2012 Ene 2014 Ene 2018Ene 20162 años

24

Actividad física 2012-2016

Adquirir más de 36 000 Km2 de sísmica Adquirir más de 36,000 Km2 de sísmica3D para fortalecer la cartera deoportunidades y localizaciones en losalineamientos productores y áreasnuevas

Perforar 31 pozosexploratorios, incluyendo pozosd li it d d l l á d 20delimitadores, de los cuales más de 20pozos se destinarán a evaluar áreasprospectivas de aceite

AEAPS

20,000

6

8Sísmica 3D: 36,758 km2 Pozos a terminar: 31

5 6 67 7

km2 Número

AEAPN

AEAPS

18,758

10,000 4,000 4,000

0

5,000

10,000

15,000

3 3 4 4 4

2 3 2 3 3

0

2

4

6 5

www.pep.pemex.com

0

2012 2013 2014 2015 20162012 2013 2014 2015 2016

25

Inversiones y metas 2012-2016

Con una inversión mayor a 73,000MMpesos se estima incorporarreservas por más de 3 200

Inversiones: 73,535 MMpesosMMpesos

reservas por más de 3,200Mmbpce, correspondiendo 61% deaceite y gas condensado y 39% degas no asociado5,767 6,039 3,628 6,619 5,898

10,000

15,000

20,000

25,000 15,064 14,463 13,388 15,640 14,980

Incrementar entre 40% y 60% elrecurso prospectivo asociado alocalizaciones exploratoriasaprobadas

9,297 8,424 9,760 9,021 9,082

-

5,000

2012 2013 2014 2015 2016

aprobadas Incrementar la probabilidad geológica

(Pg) promedio de las localizacionesexploratorias al menos al 50%800

1000

Reserva Incorporar: 3,232 MMbpce

607682 657 631 655

MMbpce

Mantener un porcentaje de éxitogeológico entre 40 y 60%

Mantener un porcentaje de éxitoi l t 25 40%

168

682

332 348 352

439325 283 303

0

200

400

600607

AEAPN AEAPS

comercial entre 25 y 40% Alcanzar un costo de descubrimiento

3P entre 2 y 5 USD/bpce y a nivel de2P de 4 a 8 USD/bpce

02012 2013 2014 2015 2016

www.pep.pemex.com

2P de 4 a 8 USD/bpce

26

Para asegurar estas metas se tiene acceso a servicios de compañías líderes en las disciplinas críticas

•Física de rocas•Análisis de atributos•AVO•Inversión sísmica

•IMP•Fugro-Jason•CGG Veritas

La compañía Alpha Deepwater Services(ADS) brinda soporte técnicoespecializado a través del proceso de Inversión sísmica

•Electromagnéticos •EMGSp p

exploración-producción en aguasprofundas

Interpretación cuantitativa

•Modelado geoquímico•Modelado sedimentario

•Diseño y adquisición sísmica•Procesado especial

- Riesgo geológico + Certidumbre•Modelado sedimentario •Procesado especial+ Certidumbre

volumétrica

Modelos geológicos

•Beicip FranLab•IMP

•CGG Veritas•GX Technologiesgeológicos

regionales predictivos

Sísmica 3D•IMP•PetroMod

•GX Technologies•PGS•Western Geco•Geoprocesados


Área Cinturón Plegado PerdidoCaracterísticas: Área 12,496 km2, T.A.: 2,500 - 3,500 m 8,048 km2 de sísmica 3D (Cobertura: 64%) Pl Oli E P l Plays: Oligoceno, Eoceno, Paleoceno y

Cretácico Hidrocarburo: Aceite ligero Localizaciones aprobadas: 4 Nivel de conocimiento relativo: Medio Recurso medio: 11,078 MMbpce con una Pg de

28% Retos: Predecir calidad de roca almacénAceite ligeroAceite ligero Retos: Predecir calidad de roca almacén Programa: perforar al menos cuatro pozos para

evaluar el potencial de los plays identificados Avance: Recientemente se aprobó la

localización Supremus-1 y se documentan lasActividad 10 11 12 13 14

Adqusición y procesado

Riesgo Somero/

localización Supremus-1 y se documentan laslocalizaciones Pelagus-1 y Exploratus-1 queprobará los plays someros Oligoceno yMioceno

Supremus 1 Pelagus 1 Exploratus 1Riesgo Somero/ VCD/CNH

Pozos

Adquisición Interpretación Semirregional

Fast Beam

Maximino-1

Supremus-1

PEP-1

Al i 1

Pelagus-1

Maximino-1DL

Exploratus-1

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PSDM Interpretación de localizacionesPSTM

Alaminos-1

28

Impacto de la integración de sísmica cuantitativa y datos electromagnéticos y g

Eoceno inferiorEoceno inferior AVO-A/B

Anomalia de resistividad

Contornodel AVO

Loc. Maximino-1-3500

201020112012

100 0 10050Kilómetros

Mediante la combinación de la respuesta resistiva de los métodos electromagnéticos y elanálisis de amplitudes sísmicas, se ha observado una buena correlación en el áreap ,Perdido, por ejemplo las localizaciones Maximino-1, PEP-1 y la oportunidad Alaminos-1

Esta correlación permite reducir la incertidumbre acerca de la presencia y tipo de fluido,lo cual influye en la evaluación de los recursos y su probabilidad geológica, por tanto una

d ió l i d l i i

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reducción en el riesgo de las inversiones

29

Área Cinturón SubsalinoCaracterísticas: Área: 14,288 km2 , T.A.: 500-2500 m Sísmica 3D: Cobertura 100% Plays: Eoceno Oligoceno y Mioceno Plays: Eoceno, Oligoceno y Mioceno Hidrocarburo: Aceite ligero y gas Localizaciones aprobadas: 1 Nivel de conocimiento relativo: Bajo Recurso medio: 5,900 MMbpce con una Pg de

18% Reto: Mejorar imagen del subsuelo en plays

subsal y el entendimiento del sistema petroleroAceite ligero/gasAceite ligero/gas y p Programa: Perforar al menos cuatro pozos

para evaluar el potencial de los playsidentificados en el área

Avance: Se aprobó la localización Trion-Actividad 10 11 12 13 14 15

Centauro WAz

Ri Trion 1 Trion 1DL

Avance: Se aprobó la localización Trion1, además se documentan las oportunidadesVasto-1 y Corfu-1 en el corto plazo

Riesgo Somero/ VCD/CNH

Pozos

Trion-1 Trion-1DL

Vasto-1

Corfu-1

Titus 1

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Adquisición PSDMInterpretación de localizaciones

Interpretación SemirregionalFast Beam

Titus-1

30

Play hipotético minicuencas

En el play minicuencas, las anomalías deamplitud observadas podrían estarasociadas a areniscas turbidíticas

PredominioGas

PredominioAceite

apiladas del Oligoceno y Mioceno

El muestreo de fondo marino realizado enel área de las minicuencas ha recuperado

Zona de minicuencas

Sal alóctona

núcleos saturados de aceite

En la porción estadounidense losanálogos indican que áreas entre 10 y 20k 2 h l d á d 700 MMbkm2 han acumulado más de 700 MMbpce

OpOp.. AA--22OpOp. A. A--11

WT.A. 900 mT.A. 850 mm Mars

W

E

EW

P. T: 5500 mP. T: 5500 m

Escala 1:1

P. T: 5000 mP. T: 5000 m


Área Holok

Características: Considerando el tipo de plays e

hidrocarburos a encontrar, se ha subdividoen Holok Occidental y Holok Oriental

Área total: 24,100 km2, T.A.: 500-2,500 m Sísmica 3D: 19 900 km2 que representa el

Gas/Aceite ligeroGas/Aceite ligero

Sísmica 3D: 19,900 km que representa el100% del área de mayor prospectividad

Plays: Neógeno, Paleógeno y Mesozoico Localizaciones aprobadas: 13 Nivel de conocimiento relativo: Medio Recurso medio: 12,644 MMbpce con Pg de

22%ó

Actividad 10 11 12 13 14 15

Han-Cequi

Retos: Predecir distribución, calidad deroca almacén y tipo de hidrocarburos y enHolok Oriental mejorar imagen subsalina

Avance: Se adquirieron los cubos Han-

Yoka-Ixic 3D

Adquisición PSDM Interpretación de Interpretación Fast Beam

Cequi y Yoka-Ixic y se seleccionan áreasprioritarias para acelerar el procesadosísmico y la generación de localizaciones

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Adquisición PSDMlocalizacionesSemirregional

Fast Beam

32

Área Holok Occidental

Características: Área: 14,370 km2, T.A.: 500-2500 m Pozos: 7 (Lakach-1, Lakach-2DL, Noxal-

1, Lalail-1, Labay-1, Leek-1, Piklis-1 y Nen-1), 88% éxito comercial

Plays: Neógeno y Paleógeno Localizaciones aprobadas: 13p Nivel de conocimiento relativo: Medio Tipo de hidrocarburo: gas Reserva incorporada: 3.3 MMMMpc Reto: predecir distribución y calidad de

Potencial Petrolero Recurso Campo

R ti 5 15 MMMM P i i íf

Reto: predecir distribución y calidad deroca almacén y tipo de hidrocarburo enyacimientos profundos

Programa: Perforar al menos 3 pozosexploratorios para cuantificar el potencialRecurso prospectivo 5-15 MMMMpc Provincia gasífera

Reserva 3P 3.3 MMMMpc Lakach, Lalail, Piklis, Nen, Noxal, Leek

Reclasificación de 193 MMMpc Lakach-2DL

exploratorios para cuantificar el potencialde gas seco y evaluar el de gas húmedo oaceite ligero en la parte norte del área, asícomo delimitar los campos Piklis y Nen

K h 1 K h 1DLreservas 193 MMMpc Lakach-2DL

Recurso contingente 80 MMMpc Labay-1 Nat-1

Kunah-1 Kunah-1DL

Yoka-1

www.pep.pemex.com

Piklis-1DL

33

Área Holok Occidental sub-área Kunah-Yoka

Los estudios de modelado geológico-geoquímico indican un probableincremento en el contenido de gashú d h i t á l l h

TAMHA-1Lankahuasa

Sur 3D

Nat-1Hem-1

Y k 1

Tokxik-1N

húmedo hacia esta área, lo cual hasido corroborado por el pozo Kunah-1

Con la adquisición sísmica 3D Yoka-Butub e Ixic se ha identificadoKABILIL 1HOLOK-1

Naajal-1

Kunah-1

Kuyah-1LAKACH 2DL

LABAY-1PIKLIS-1

Provincia

Salina

Anegada Labay 3DTemoaYoka Butub 3D

Nen 1

Yoka-1

Límite de sal

Kunah-1

Aceite extrapesado

Aceite ligero

Gas seco

Butub e Ixic, se ha identificadooportunidades asociadas a plays delPlioceno inferior y Mioceno que noestán tan afectadas por tectónicasalina

KABILIL-1CHELEM-1

COX-1

LALAIL-1

TABSCOOB-101TABSCOOB-1

NOXAL-1LEEK-1

LAKACH-1

LAKACH-2DL

10 km

Holok Alvarado 3D

Nen-1Veracruz

Lerdo

salina

Por lo anterior se ha iniciado elprocesado de un subcubo PSTM parasoportar la interpretación cuantitativay la adquisición e interpretación demétodos electromagnéticos

Actividad 2010 2011 2012 2013 2014

Nat-1Yoka-1 Nat-1DL

Hem-1

Yoka-Butub 3D

Pozo

I t t ió dI t t ió

www.pep.pemex.com

Adquisición PSTM Interpretación de localizaciones

Interpretación Semirregional

PSDM

34

Localizaciones aprobadasLocalizaciones aprobadas: 40

14 perforables

GasAceiteGas-aceite

24

1126 dependientes

54 5

20

6

Golfo de Golfo de Área

11

5

Área Perdido

Golfo de México "B"


Área Perdido


Golfo de México B

Localizaciones AprobadasSísmica 3D realizada

www.pep.pemex.com

Fuente: BDOE IV 2011 (ENERO)

35

Desarrollo del Campo Lakach


Campo LakachLakach 1

YacimientoProfundidad Pruebas de

producción

(metros bnm) Qg (MMPCD)(metros bnm) Qg (MMPCD)

Lakach 1Sup. 3,047 a 3,095 30

Lakach-1Inf. 3,173 a 3,193 25

Reservas Campo Lakach:

Lakach 2DL 3.073 a 3,100 29

Lakach 2DL Condensado 45 °API 302 BDP

2P=866 MMMPC

-3200

-312 0-312

0

-304

0

257000 257500 258000 258500 259000 259500 260000 260500 261000 261500 262000 262500 263000 263500 264000 264500 265000 265500

1120

021

1200

021

1280

0

211122112000

2112800

257000 257500 258000 258500 259000 259500 260000 260500 261000 261500 262000 262500 263000 263500 264000 264500 265000 265500

1120

021

1200

021

1280

0

211122112000

2112800

258000 260000 262000 264000

2112

000 2112000

-3240

-3200

-3160

-3120

-3080

-3040

-3000

Lakach-2DLA A’A A ’

-3200

-3200

-3120

-3120

-3120

-3120

-3040

-3040 -3040

-3040

-3040

L k 11

Lak-32

Lak-52

Lak-2DL

Lak-114

2106

400

2107

200

2108

000

2108

800

2109

600

2110

400

21

21064002107200

21080002108800

21096002110400

00

Y, [m

]21

0640

021

0720

021

0800

021

0880

021

0960

021

1040

021

21064002107200

21080002108800

21096002110400

00

Y, [m

]00

021

0800

021

1000

0

2102108000

2110000

Lakach-1

PP IIIProductor de gas

A

Arena2

Reserva probadaReserva Posible

L-2DL L-41

Reserva Probable

Lakach - 1

PP IIIProductor de gas

A

Arena2

Reserva probadaReserva probada

L -2DL L - 41

Reserva Probable

Yac. Somero

-320

0

-312

0

-3120

-304

0

-304

0

Lak-21

Lak-2

Lak-11

Lak-41

Lakach-1

2101

600

2102

400

2103

200

2104

000

2104

800

2105

600

21016002102400

21032002104000

21048002105600

2101

600

2102

400

2103

200

2104

000

2104

800

2105

600

21016002102400

21032002104000

21048002105600

2102

000

2104

000

2106

0

21020002104000

06000

0 400 800 1200 1600 2000m

1:20000

Lakach-1

L.F. Limite fLimite convencional

Falla

Arena1L.F.@ -3186 mbnmFalla

PP II, Productor

de gas

ProbadaProbable

Posible

Arena1 PP II, Productor

de gas

Probada Probable Posible

Yac. Profundo

www.pep.pemex.com

-320

02100

800 210080021

0080

0 2100800

. Limite convencional

37

Alcances del proyecto Lakach

El objetivo es obtener la primera producción en marzo 2015, se planea alcanzar unaproducción máxima de 400 MMpcd en 2016, con una recuperación total de 866MMMpc en el año 2025.

Perforación de 6 pozos dedesarrollo y recuperación delpozo delimitador Lakach-2DL

Instalar 2 ductos de transporte

pc e e a o 0 5

Instalar 2 ductos de transportede 18 Ø x 60 km

Instalar líneas submarinas dedescarga para la interconexióng pde los equipos submarinos

Instalar equipos y terminales deinterconexión submarina parapozos y futuros desarrollospozos y futuros desarrollos

Instalar 60 km de umbilicales Instalar un sistema de monitoreo

y controly control Construir una estación de

acondicionamiento de gas concapacidad de 400 MMpcdIlustrativo

www.pep.pemex.com

capacidad de 400 MMpcd

38

Contenido





Hacia dónde vamos

Conclusiones

www.pep.pemex.com39

Conclusiones

No debemos dejar pasar las oportunidadesj p p

Tenemos que enfrentar los retos

www.pep.pemex.com40

aguas profundas en méxico:aguas profundas en méxico: la ...€¦ · petrolero del país lo...

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