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RESUMEN La Sonda de Campeche ha sido tradicionalmente un área productora principalmente de aceites pesados y ligeros, existiendo también una franja que produce gas y condensado y aceites superligeros. La principal producción proviene de rocas carbonatadas dolimitizadas de la Brecha del Paleoceno-Cretácico Superior, carbonatos fracturados del Cretácico superior al inferior, dolomías del Jurásico Superior Kimmeridgiano y arenas del Oxfordiano. En la Región Marina Suroeste, recientemente se han logrado nuevos descubrimientos de yacimientos de aceite ligero, gas y condensado, dichos descubrimientos se encuentran en el Pilar de Akal y muy cercanos a instalaciones de producción. Los principales campos productores de hidrocarburos en la Región Marina Suroeste son Chuc, Caan, Abkatun y Pol para el yacimiento de la Brecha del Paleoceno-Cretácico Superior y Och, Uech, Kax y Taratunich para el Jurásico Superior Kimmeridgiano, éste último también productor en la Brecha del Paleoceno-Cretácico Superior; debido a la madurez en la explotación de dichos campos y ante su inminente declinación, la actual Subdirección Técnica de Exploración (SCTER) se comprometió ante la Dirección General de PEP a impulsar y apoyar en el área el rastreo, generación y aprobación de localizaciones exploratorias mesozoicas con el objetivo de restituir las reservas adicionando nuevos campos a la plataforma de producción de la región. El cambio de estrategia exploratoria a nivel nacional del aceite al gas no asociado en el Terciario durante los años 2001 y 2002 difirió temporalmente la perforación exploratoria para el Mesozoico, misma que se retomó a finales del 2002 con el inicio de la perforación del pozo Homol-1 y seguida de Etkal-1, los cuales terminaron en el 2003: El pozo Homol-1 resultó productor de aceite ligero de

37 °API; mientras que el Etkal-1 de gas y condensado de 54 °API; ambos en rocas carbonatadas y dolomitizadas de la Brecha del Paleoceno-Cretácico Superior. Durante el 2004, el Activo Regional de Exploración investigó el potencial del Jurásico Superior Kimmeridigiano en facies fuera de los bancos oolíticos, tradicionalmente productores en la Zona Marina, con la perforación de los pozos exploratorios Tumut-1 y Wayil-1, así como el pozo Pokoch-1 que se encuentra dentro de los bancos oolíticos, los cuales descubrieron nuevos yacimientos de aceite ligero de 43 a 30° API en el Jurásico Superior Kimmeridigiano, estos descubrimientos han venido a romper un paradigma en lo que se refiere a encontrar producción en el Jurásico Superior Kimmeridgiano en facies fuera de los bancos oolíticos. En este mismo año, con la perforación del pozo exploratorio Etkal-101 se descubrió otro yacimiento de gas y condensado de 49 °API en rocas carbonatadas y dolomitizadas de la Brecha del Paleoceno-Cretácico Superior. Las reservas incorporadas hasta la fecha, con estos 6 yacimientos son del orden de 259 MMbpce; dichos descubrimientos revisten gran importancia debido a su cercanía a infraestructura de producción ya instalada y tirantes de aguas someros entre 20 a 50 m, lo que permitirá su pronta incorporación a la plataforma de producción de la Región Marina Suroeste. Estos éxitos exploratorios nos alientan a re-evaluar áreas cercanas o bloques adyacentes a campos productores existentes, integrando los datos de pozos recientes con la nueva información sísmica adquirida, lo cual nos podrá permitir delinear posibles estructuras de interés económico petrolero que anteriormente pasaron desapercibidas.

DESCUBRIMIENTOS RECIENTES DE ACEITE LIGERO, GAS Y CONDENSADO EN LA SONDA DE CAMPECHE.

Lazaro R. Moreno Lara, Ma. Alicia Cruz Rodriguez, Eleazar Vera Aquino, y

Francisco Treviño García. PEMEX Exploración y Producción. Activo Regional de Exploración, RMSO.

Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México. El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.

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OBJETIVO Dar a conocer los nuevos descubrimientos de aceite ligero, gas y condensado de la Región Marina Suroeste que ayudarán a restituir reservas y a incrementar ó mantener la plataforma de producción. INTRODUCCION Localización El área en estudio se ubica al sureste de la Republica Mexicana en la Plataforma Continental del Golfo de México, frente a las costas de los estados de Campeche y Tabasco (ver figura 2.1.a).

Figura 2.1.a. - Mapa de ubicación de los campos de la Región Marina Suroeste. La producción en la Sonda de Campeche se inicia en 1976 y rápidamente se incrementa con los descubrimientos de grandes campos como el Ku (5000 MMbpce) y Pol (2000 MMbpce). Los mayores descubrimientos se dieron en los 80´s con Abkatun (5800 MMbpce), Caan (2600 MMbpce), Cantarell (9000 MMbpce) y Chuc(2000 MMbpce). En general la producción combinada de Campeche y Chiapas-Tabasco se calcula en cerca del 90 % de todo el aceite producido en México, teniendo la mayor producción la Sonda de Campeche. De estos campos productores, el Chuc ha contribuido en forma relevante en la producción de la Región Marina, aportando su primer barril producido en octubre de 1982 y su producción ascendió gradualmente hasta llegar a los 140,000 barriles diarios en mayo de 1997.

Antecedentes Los nuevos yacimientos descubiertos de aceite ligero y de gas y condensado, se ubican geológicamente hablando, en el Pilar de Akal y pertenecen al Proyecto de Inversión Integral Chuc; una variante exploratoria del Proyecto Campeche, el cual desde su inicio en el año 2002, contempló la perforación de 8 localizaciones exploratorias fundamentalmente de aceite ligero y gas, en un periodo de 5 años, con una inversión de 2,468 millones de pesos e incorporar una reserva de 257 MMbpce. De estas ocho localizaciones exploratorias se han perforado actualmente 6 y son los que constituyen los recientes descubrimientos de aceite ligero( Homol-1, Wayil-1, Tumut-1 y Pokoch-1) y de gas y condensado (Etkal-1 y 101).

Estratigrafía

Estratigrafía Regional

La columna sedimentaria conocida a través de los pozos perforados en la Región Marina de Campeche varía en edad desde un probable Jurásico Medio Calloviano al Reciente, desconociéndose hasta la fecha con certeza las características del basamento que soporta a esta columna, aunque se supone la existencia de un basamento magnético a profundidades entre 12,000 y 14,000 m, frente a las costas de Tabasco y Campeche, respectivamente (según reportes inéditos de Petróleos Mexicanos). Angeles (1986), estableció la existencia de 14 litofacies o unidades litoestratigráficas para el Mesozoico en la Región Marina de Campeche; utilizando una denominación de la “A” hasta la “H” para las unidades del Jurásico Superior, para el Cretácico se usaron números nones del “1” al “11”. La Unidad “A” corresponde al J.S. Oxfordiano; para el J. S. Kimmeridgiano son cuatro unidades “B, C, D y E” (de la más antigua a la más joven); tres para el Tithoniano: “F, G y H”; dos para el Cretácico Inferior: “1 y 3”; tres para el Cretácico Medio: “5, 7 y 9” y una unidad para el Cretácico Superior: “11”. Esta última unidad, García (1990) la subdivide en “11A, 11B, y 11C”. En general, las rocas depositadas durante el Mesozoico en la Sonda de Campeche son en su mayoría carbonatadas, aunque incluyen también secuencias evaporíticas-terrígenas, estas rocas fueron depositadas en un marco general transgresivo, desarrollándose diferentes ambientes sedimentarios siendo estos someros durante el Jurásico Superior Kimmeridgiano, cuenca en el Tithoniano y cuenca y talud en el Cretácico. La

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secuencia sedimentaria Cenozoica consiste principalmente de una gruesa columna de sedimentos siliciclásticos marinos.

Estratigrafía Local

El estudio comprende el análisis de la información que nos ha dado la perforación de 6 pozos exploratorios, de los cuales, solo 3 han investigado y quedado productores de hidrocarburos en las rocas de edad Jurásico superior Kimmeridgiano (Tumut-1, Wayil-1 y Pokoch-1) y los otros tres (Etkal-1, Etkal-101 y Homol-1) han quedado productores en la Brecha-Tp-Ks, ver figura 2.3.2.a, sección de correlación.

Pokoch-1 Tumut-1 Wayil-1 Homol-1 Etkal-1 Etkal-101

La columna Geológica datada va desde el reciente hasta el Jurásico Superior Kimmeridgiano, en él área de estudio, donde el espesor penetrado del Jurásico Superior Kimmeridgiano, sin atravesarlo, es del orden de 300m, el cual en general consiste de Rocas carbonatadas dolomitizadas con intercalaciones de terrígenos (areniscas, limolitas y lutitas). El J.S. Tithoniano es la roca generadora regional, en ésta zona tiene de 150 a 200v de espesor, la forman intercalaciones de lutitas, limolitas y calizas bituminosas con algunos horizontes arenosos. Se presenta un cambio lateral de facies de Este a Oeste en el Cretácico superior, cambiando de Brechas Sedimentarias de Talud en Etkal-1, Etkal-101 y Homol-1 a Carbonatos de mar abierto carbonatado con intercalaciones de algunos flujos de granos en Wayil-1, Tumut-1 y Pokoch-1, ver figura 2.3.2.a, el espesor de todo el Cretácico en los pozos que lo atravesaron (Pokoch-1, Tumut-1, Wayil-1 y Etkal-101) varía de Este a Oeste desde

943m en Etkal-101, 565m en Wayil-1, 235m en Tumut-1 y 292m en Pokoch, lo que nos marca una clara tendencia en disminución del espesor hacia el Oeste. DESARROLLO Metodología El descubrimiento de estos nuevos campos se llevó a cabo siguiendo el flujo del proceso exploratorio dentro de la cadena de valor de PEP comenzando en este caso particular con Incorporación de Reservas(I.R.) sin pasar por la etapa de Evaluación del Potencial(ver figura 3.1.a), por ser ya un área en etapa madura de exploración. Ya dentro del Proceso de I.R. se inició con la detección de estas oportunidades exploratorias, según se indica en

Figura 3.1.a.- Cadena de valor de PEP la figura 3.1.b donde se muestra el diagrama de flujo del “Proceso de generación y aprobación de localizaciones exploratorias”, continuando con su registro en la base de datos de Exploración (BDOE). Después se revisó la información de pozos y de producción para integrarla a la sísmica disponible y generar la localización hasta su aprobación.

Figura 3.1.b.- Diagrama de flujo del proceso de generación de localizaciones exploratorias.

JSK

Ks BTp-Ks

JST

Ki Km Ks

W E

Anexo 2 del oficio SCTER/5-150/04

Proceso de generación y aprobación de localizaciones exploratoriasPEMEX EXPLORACION Y PRODUCCIONPEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION

Localización en estudio

Conformación Grupo de Trabajo

Selección de información

interpretación Volumétrica, PgDocumentación M

1ra Llave técnica

Identificación oportunidad

(1)

BDOE

2da Llave técnica

Calidad y Cantidad

(2)

Si

No

A

Loc. Aprobada Técnicamente

Recepción documento

SCTER

Fecha aprobación

GeneraciónLocalización Aprobada

Inviocap

Memoria de Localizaciones

Evaluación Económica

Perforación

FORO

Histórico de pozos

Exploratorios

3ra Llave

Validación Técnica

Final y aprobación

(3)

Generación

Dictamen ¿se conserva

como una oportunidad

o no?

Baja de BDOE

(1) Aplica GDTC Coadyuva GIIGG (2) Aplica GIIGG Coadyuva CNPS(3) Aplica Consejo Técnico

Si

No

Si

No

Anexo 2 del oficio SCTER/5-150/04

Proceso de generación y aprobación de localizaciones exploratoriasPEMEX EXPLORACION Y PRODUCCIONPEMEX EXPLORACION Y PRODUCCION

Localización en estudio

Conformación Grupo de Trabajo

Selección de información

interpretación Volumétrica, PgDocumentación M

1ra Llave técnica

Identificación oportunidad

(1)

BDOE

2da Llave técnica

Calidad y Cantidad

(2)

Si

No

A

Loc. Aprobada Técnicamente

Recepción documento

SCTER

Fecha aprobación

GeneraciónLocalización Aprobada

Inviocap

Memoria de Localizaciones

Evaluación Económica

Perforación

FORO

Histórico de pozos

Exploratorios

3ra Llave

Validación Técnica

Final y aprobación

(3)

Generación

Dictamen ¿se conserva

como una oportunidad

o no?

Baja de BDOE

(1) Aplica GDTC Coadyuva GIIGG (2) Aplica GIIGG Coadyuva CNPS(3) Aplica Consejo Técnico

Si

No

Si

No

Figura 2.3.2.a.- Sección de correlación entre los pozos Pokoch-1, Tumut-1, Wayil-1, Homol-1, Etkal-1 y Etkal-101, el nivel de referencia es la cima del Paleoceno inferior. Nótese el cambio de facies lateral de Este a Oeste pasando de brecha de talud a carbonatos del Ks entre Homol-1 y Wayil-1.

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Interpretación sísmica A continuación se describen de una manera muy general, los trabajos de interpretación para cada una de las estructuras geológicas que comenzaron a finales del 1999 y culminaron en el año 2000 con sus aprobaciones: Localización Tumut-1 Hacia el sur occidente del Campo Chuc, se registró la oportunidad Tumut-1, aproximadamente a 10 km al SW del pozo Chuc-101, ubicada en el límite del cubo sísmico Chuc-Och (reproceso de una parte del Bloque C del Prospecto Operacional Campeche 3D, 1980). Esta sísmica 3D, es de las primeras adquiridas en la Región Marina con streamer de 2400 m de longitud de cable, tamaño del Bin de 25x75 m, pistolas de aire y una longitud de registro de 5 segundos. La figura 3.2 muestra la ubicación del pozo Tumut-1 en el cubo sísmico Chuc-Och y las principales líneas sísmicas que pasan por la estructura. Para correlacionar sísmicamente los eventos del Eoceno Cretácico y Jurásico hacia la loc.Tumut-1 se utilizó una línea sísmica compuesta desde el campo Och pasando por el pozo Och-1B, Pich-1, Loc.Tumut-1 y Chuc-101. Posteriormente estos horizontes se correlacionaron por toda la estructura obteniendo los mapas en tiempo de reflejo para el Cretácico Superior y Jurásico Superior Kimmeridgiano que al aplicarle el campo de velocidad correspondiente, se obtuvieron los mapas en metros utilizados posteriormente para el cálculo de la volumetría. Figura 3.2.a.- Levantamiento sísmico Campeche 3D, Bloque “C”, mostrando en rojo el área reprocesada. Estilos estructurales. La línea sísmica 32990, la cual pasa por el pozo Tumut-1, muestra claramente la estructura anticlinal limitado por dos fallas inversas; mientras que la Crossline 390 indica que la parte central de la estructura está nucleada por sal (figura 3.2.1.a). La

mayor parte de los anticlinales en el área presenta una alineación NW-SE producto del esfuerzo tectónico compresivo que afectó a la Sonda de Campeche a finales del mesozoico, teniendo su mayor expresión durante el evento Chiapaneco del Mioceno Inferior. Figura 3.2.1.a.- Inline y Crossline en el pozo Tumut-1 Lev.sísmico Campeche 3D, Bloque “C”, mostrando a la izquierda el mapa del JSK. Es importante señalar que aunque los objetivos originales de la localización fueron en un principio el Cretácico y el Jurásico, su autorización definitiva fue solo para el evaluar todo el Play Cretácico. El pozo inició el 5 de septiembre de 2003 y su programa era alcanzar la profundidad total de 4300 m; sin embargo debido a que la columna geológica se levantó casi 200 m con respecto a la cima del Cretácico Superior pronosticada y que el pozo cortaba sedimentos del Jurásico Superior Kimmeridgiano, se decidió ampliarla hasta 4500 m para evaluar las rocas del Kimmeridgiano. En Agosto del 2004, se recibió el cubo Tabal-3D con migración post-stack, para su interpretación ver figura 3.2.1.b. El pozo terminó el 17 de noviembre del año en curso como productor de aceite ligero en rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

XL-390

Bloque “C” Campeche 3D.

Chuc-Och(reproceso)

XL-390XL-390

Bloque “C” Campeche 3D.

Chuc-Och(reproceso)

JSKK

Eo

INL-32990TUMUT-1

Chuc-Och (Reproceso)SW NE

SAL

JSK

K

Eo

JSKK

Eo

Campeche 3D, Bloque CTUMUT-1XL-390

SAL

JSK

K

Eo

JSKK

EoSAL

JSK

K

Eo

JSKK

Eo

Campeche 3D, Bloque CTUMUT-1XL-390

JSKK

Eo

JSKK

Eo

INL-32990TUMUT-1

Chuc-Och (Reproceso)SW NE

SAL

JSK

K

Eo

JSKK

Eo

Campeche 3D, Bloque CTUMUT-1XL-390

SAL

JSK

K

Eo

JSKK

EoSAL

JSK

K

Eo

JSKK

Eo

Campeche 3D, Bloque CTUMUT-1XL-390

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Figura 3.2.1.b.- Línea sísmica Tabal-3D (longitudinal al eje de la estructura) y la nueva configuración del J.S. Kimmeridgiano. Localizaciones Homol-1 y Wayil-1 Al revisar el cubo sísmico Chukua, adquirido en el año 1995, se detectaron y se registraron dos nuevas oportunidades mesozoicas llamadas Homol-1 y Wayil-1 como parte del alineamiento que viene desde el pozo Kay-1, productor de gas y condensado en las brechas BTp-Ks (ver figura 3.2.1.c)

Figura 3.2.1.c Mapa de la Brecha (Bloque Chukua 3D) Las estructuras Homol y Wayil fueron interpretadas al mismo tiempo por hallarse en el mismo cubo sísmico, y sus objetivos fueron evaluar el potencial petrolífero de las Brechas productoras en Che-1 y Kay-1,y su distribución en este bloque bajo, así como evaluar el play Cretácico productor en el campo Chuc. Las estructuras Homol y Wayil son anticlinales alargados y suaves con dirección de su eje NW-SE. Interceptadas en su porción oriental por una falla

regional de rumbo casi Norte que continúa hasta Cantarell. Creemos que se trate de una falla de desplazamiento a rumbo, por las implicaciones que tiene en la distribución de los hidrocarburos, es decir, gas y condensado en el bloque alto donde están los pozos Che, Kay, Etkal 1y 101; mientras que en el bloque bajo tenemos producción de ligeros en las mismas rocas de la Brecha. La figura 3.2.1.d muestra una línea sísmica casi W-E, que pasa por los pozos Che-1, Loc. Kuil-1, y Homol-1.

Figura 3.2.1.d.- Crossline 4856 interpretada (antes de la perforación), que une el pozo Che-1 con las localizaciones.: Kuil-1 y Homol-1 . La figura 3.2.1.e muestra el plano obtenido de la Brecha (en metros) con las áreas involucradas para el calculo de la volumetría en las hojas CEROES con la cual fue aprobada la localización en el año 2000. Los pronósticos en cuanto al tipo de hidrocarburos y la distribución de sus recurso fueron para gas y condensado en la Brecha. El pozo Homol-1 inició su perforación el 5 de noviembre del 2002 y terminó el 31 de agosto del 2003, alcanzando una profundidad total de 5035 mvbmr y quedando como productor de aceite ligero en las brechas del BTp-Ks.

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Figura 3.2.1.e- Configuración Estructural de la Cima de la Brecha BTp-Ks, de la loc. Homol-1, mostrando sus áreas en colores desde la P10 a la P90(amarillo).

Roca Almacén

Roca almacén de la Brecha Tp-Ks

Los pozos Etkal-101, Tumut-1 Wayil-1 y Pokoch-1 fueron los que atravesaron todo el Cretácico observando en estos pozos un aumento de espesor hacia el Este, esto se debe a la presencia de las Brechas sedimentarias que se localizan entre el Paleoceno Inferior y Cretácico Superior en los pozos Etkal-101, Etkal-1 y Homol-1, dichas brechas forman un excelente yacimiento en estos pozos, el depósito está formado por series de flujos de escombros (Mudstone a Wackestone y Packstone dolomitizados y fragmentos de dolomía) depositados en un talud distal como producto de la erosión de la plataforma de Yucatán que estuvo situada al Noreste del área de estudio, la Diagénesis que afectó estas rocas incrementó su calidad como roca almacén ya que se presentan dolomitizadas y fracturadas, además, la porosidad y permeabilidad también se vio favorecida por la disolución que nos formó cavernas y porosidad vugular. En la siguiente figura 4.3.1.a se muestra un fragmento de un núcleo cortado en el pozo Etkal-1 que es representativo de éstas brechas.

Figura 4.3.1.a.- Pozo Etkal-1, Núcleo 5, 1er. Agujero, obsérvese la intensidad del fracturamiento y la disolución en este clasto de la Brecha presente en el campo Etkal. Debido a la naturaleza del núcleo no fue posible disponer de suficientes fragmentos en condiciones adecuadas para efectuarles análisis petrofísicos, en las mediciones que se logró realizar en los análisis petrofísicos se obtuvieron valores de porosidad de 22% y permeabilidad del orden de los 518md. Roca almacén del Jurásico Superior Kimmeridgiano

Como se mencionó anteriormente, Angeles (1986), estableció la existencia de 4 litofacies o unidades litoestratigráficas para el Jurásico Superior Kimmeridgiano que son las unidades “B, C, D y E” (de la más antigua a la más joven), siendo la unidad “E” la cima del J.S. Kimmeridgiano, regionalmente las unidades C y E son carbonatadas, su grado de abundancia de carbonatos y su espesor (particularmente la Unidad E que es la cima del JSK) está regida por su proximidad ó ubicación dentro de los bancos oolíticos, las unidades B y D contienen mas componentes terrígenos y anteriormente se consideraban sin interés económico petrolero por su contenido de arcilla, en la región marina de Campeche existía un paradigma relacionado con el JSK, se opinaba que el Kimmeridgiano solo podría ser productor de hidrocarburos si se encontraba dentro de las facies de bancos oolíticos, este paradigma se ha venido rompiendo con los resultados de los pozos perforados en facies mas lagunares, o sea fuera de los bancos oolíticos, se tienen varios ejemplos de cuerpos de terrígenos que exhiben excelentes características como roca almacén, los campos Tumut y Wayil son un buen ejemplo de ello, en el siguiente capítulo se tratará mas ampliamente el tema del Modelo sedimentario.

Fracturas y Disolución

Fragmento de Núcleo

Lámina delgada

Disolución

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La roca almacén donde resultó productor el pozo Wayil-1 está formada por dolomía arenosa y arcillosa, micro a mesocristalina, de cristales subhedrales a anhedrales de textura hidiotópica a hipidiotópica, con flujos de arenisca de cuarzo fino a muy fino, de grano subredondeado a subanguloso, con cementante dolomítico y matriz arcillosa, bien clasificada, madura; con intercalaciones delgadas de capas de lutita laminar, en partes limolítica; con nódulos y delgadas capas de anhidrita, de mudstone y de limolita de cuarzo. La descripción petrográfica se realizó en láminas delgadas de muestras de canal, este intervalo fue perforado con barrena pdc, lo cual dificulta el análisis litológico y petrográfico. En las siguientes figuras 4.3.1.b y 4.3.1.c, se muestran fotomicrografías tomadas de láminas delgadas de muestras de canal representativas del intervalo productor:

La roca almacén donde resultó productor el pozo Tumut-1 está formada por Mesodolomía con cristales euhedrales de textura de mosaico hipidiotópicos, con sombras de oolitas y en partes arenosa, se observa anhidrita rellenando algunos huecos producto de disolución; con intercalaciones delgadas de lutita en partes limolítica y de mudstone bentonítico y arenoso, con flujos arenosos de cuarzo y feldespatos del tamaño de limo a arena muy fina. La descripción se realizó basándose en muestras de canal , en el núcleo 5 y en el núcleo 6 de éste pozo. En las siguientes figuras 4.3.1.d, e, f y 4.3.1.g se muestran fotomicrografías tomadas de láminas delgadas de muestras de canal y núcleos representativos de los dos intervalos productores:

Modelo Sedimentario Basándose en modelos regionales ya establecidos con anterioridad y considerando los núcleos, muestras de canal y registros geofísicos de los campos en estudio, fue posible postular el modelo sedimentario en que fueron depositadas las rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano y de la Brecha Tp-Ks en estos campos. En la figura 4.4.a se muestra el modelo de depósito para el Jurásico superior Kimmeridgiano dónde se interpreta un cambio de facies lateral de Oeste a Este, esto se debe al hecho de que en el área de los Campos Och y de Pokoch (al Oeste), el ambiente de depósito corresponde a bancos oolíticos (facies 6 de Wilson) depositados sobre una plataforma interna carbonatada, a medida que nos movemos al Este hacia Tutut, nos ubicamos en un borde de banco oolítico a laguna somera y mas al Este hacia Wayil las condiciones cambian al alejarnos de los bancos oolíticos incrementándose el contenido de terrígenos, el ambiente aquí es mas lagunar con mayor aporte de arenas de cuarzo y algunas intercalaciones de ooides debidas a pequeñas fluctuaciones en el tirante de agua.

Figura 4.3.1.b.- Pozo Wayil-1 microscopio petrográfico 10x nx., lámina delgada de muestras de canal a 5435m.. La roca es arenisca de cuarzo muy fino a fino.

Figura 4.3.1.c.- Pozo Wayil-1 microscopio petrográfico 20x nx., lámina delgada de muestras de canal a 5430m.. La roca es Mesodolomía.

Figura 4.3.1.e.- Pozo Tumut-1 microscopio petrográfico 10x. nx Lámina delgada del Núcleo 6 (4377-4386m). La roca la forman flujos de granos de cuarzo del tamaño de arena muy fina.

Figura 4.3.1.f.- Pozo Tumut-1 microscopio petrográfico 10x. nx Lámina delgada del núcleo 4. La Roca es Dolomía con fracturas impregnadas con aceite.

Figura 4.3.1.g.- Pozo Tumut-1 microscopio petrográfico 10x. nx Lámina delgada del núcleo 4. La roca es Dolomía con sombras de

Figura 4.3.1.d.- Pozo Tumut-1, microscopio petrográfico 10x. nx Lámina delgada del Núcleo 6 (4377-4386m). Anhidrita rellenando huecos producto de disolución.

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En la figura 4.4.b, se muestra el modelo de depósito para la Brecha Tp-Ks dónde en base a los pozos perforados, se ha podido mapear un límite areal para el depósito de las Brechas de talud pudiéndose identificar un cambio de facies lateral al pasar de Brechas de talud a carbonatos de mar abierto al movernos de Este a Oeste, teniendo que los campos de Pokoch, Tumut y Wayil se localizan en facies de mar abierto con esporádicos flujos de granos, pero ya no es el típico depósito de brechas de Talud como el que se tienen en Homol y en Etkal.

Incorporación de Reservas El pozo Etkal-1, alcanzó la cima de la Brecha Tp-Ks a la profundidad de 4408mbmr, resultó productor de gas y condensado en la Brecha del Tp-Ks en el intervalo 4410 a 4440m con el siguiente aforo: Qo= 1016BPD, Qg= 8.4MMPCD, ºAPI=54, PTP= 2005psi, Est= ½”, RGA=1474m3/m3. En el campo se estableció el contacto agua aceite a 4429mbnm

(4460mbmr), este límite se dio en base a la prueba de producción efectuada en el intervalo 4495 a 4507m que resultó invadido con agua salada de 118,000 ppm. Debido a la volumetría del campo, la cual se vio afectada por el tipo de hidrocarburo, se incorporó solo reserva 2P hasta el contacto agua aceite, el registro del intervalo productor, la configuración estructural y los resultados del dicho cálculo de reservas se presentan en la siguiente figura 4.5.a.

Figura 4.4. a.- Modelo sedimentario de depósito para Jurásico Superior Kimmeridgiano.

Sal

Lutitas, limolitas y areniscas

Calizas y dolomías

Packstone a grainstone de oolitas

Lutitas, areniscas, calizas y dolomias arenosas

Mudstone a Wackestone

Areniscas Dolomías y calizas Arenosas

SALSALJSK_B

TUMUTTUMUT--11

JSK_C

JSK_D

JSK_E

BANC

O O

OLI

TICO

BORD

E

Lagu

na

Som

era

NWNW SESEOCHOCH POKOCHPOKOCH--11IXTALIXTAL

WAYILWAYIL--11

Sal

Lutitas, limolitas y areniscas

Calizas y dolomías

Packstone a grainstone de oolitas

Lutitas, areniscas, calizas y dolomias arenosas

Mudstone a Wackestone

Areniscas Dolomías y calizas Arenosas

SALSALJSK_B

TUMUTTUMUT--11

JSK_C

JSK_D

JSK_E

BANC

O O

OLI

TICO

BORD

E

Lagu

na

Som

era

NWNWNWNW SESESESEOCHOCH POKOCHPOKOCH--11IXTALIXTAL

WAYILWAYIL--11

SalLimolitas y calizas bituminosas.

Dolomías, calizas,areniscas y limolitas

Dolomias de banco Oolítico

Calizas de mar abierto, dolomias y lutitas calcáreas y bentoníticas.

Areniscas

Brechas Sedimentarias

Cambio de facies lateral

BRECHASBRECHAS

JSTK

AYIN-1

CARBONATOS CARBONATOS DE MAR ABIERTODE MAR ABIERTO

JSK

TUMUT

POKOCH

CANTARELL

NWNW SESE

WAYIL

ETKAL

HOMOL

SalLimolitas y calizas bituminosas.

Dolomías, calizas,areniscas y limolitas

Dolomias de banco Oolítico

Calizas de mar abierto, dolomias y lutitas calcáreas y bentoníticas.

Areniscas

Brechas Sedimentarias

Cambio de facies lateral

BRECHASBRECHAS

JSTK

AYIN-1

CARBONATOS CARBONATOS DE MAR ABIERTODE MAR ABIERTO

JSK

TUMUT

POKOCH

CANTARELL

NWNWNWNW SESESESE

WAYIL

ETKAL

HOMOL

Figura 4.4. b.- Modelo sedimentario de depósito pala Brecha Tp-Ks

ÁREA Hb Hnp Phi Sw BgiVOLUMEN

ORIGINAL@CY RESERVA

ORIGINAL@CAKm2 m m ( % ) ( % ) m3/m3 Frg Fro MMPC MMBPCE3.32 50 24 9 24 0.0046 60 20 190.425 7.299 2P

TIPO

RESERVAS CALCULADAS PEP OCTUBRE / 2003 ETKAL - 1

Fr (%)

Figura 4.5.a -Reservas certificadas del Campo Etkal

9

El pozo Etkal-101, alcanzó la cima de la Brecha Tp-Ks a la profundidad de 4283mbmr, resultó productor de gas y condensado en la Brecha del Tp-Ks en el intervalo 4300 a 4330m con el siguiente aforo: Qo= 1035BPD, Qg=9.91MMPCD, ºAPI=49, PTP= 1542psi, Est= 5/8”, RGA=1705.38m3/m3. En el campo se estableció un límite inferior de yacimiento a 4429mbnm (4460mbmr), este límite se dio en base la correlación de registros con el pozo Etkal-1. Con este pozo se incorporó reserva 1P hasta el límite inferior establecido. El registro del intervalo productor, la configuración estructural y los resultados del dicho cálculo de reservas se presentan en la siguiente figura 4.5.b.

4300 – 4330 mN-2

N-1

4300 – 4330 mN-2

N-1

P20.66381.631136.05360112.270.0047249.452.61581774.81

MMBPCEMMMpcMMMpc% bls/MMpcbl@ca%%mmmKm2

TipoRESERVA

Reserva Orig de Gas Natural @ca

Vol.Orig. de Gas Nat @caFrgRc

Bgibl@cy/SwPhiHnpHnHbÁrea

RESERVAS PRELIMINARES SEPT/2004 ETKAL 101 BTP-KS

P20.66381.631136.05360112.270.0047249.452.61581774.81

MMBPCEMMMpcMMMpc% bls/MMpcbl@ca%%mmmKm2

TipoRESERVA

Reserva Orig de Gas Natural @ca

Vol.Orig. de Gas Nat @caFrgRc

Bgibl@cy/SwPhiHnpHnHbÁrea

RESERVAS PRELIMINARES SEPT/2004 ETKAL 101 BTP-KS

Figura 4.5.b.- Reservas certificadas Etkal-101 El pozo Homol-1, también resultó productor en la Brecha Tp-Ks cuya cima fue cortada a 4600m, resultó productor de aceite ligero en el intervalo 4612 a 4632m con el siguiente aforo: Qo= 1290BPD, Qg=762MPCD, ºAPI=37.2, PTP= 800psi, Est= 7/16”, RGA=105m3/m3, H2S=2000ppm. En el campo se estableció el contacto agua aceite a 4713mbmr (4681mbnm), este límite se dió en base a la prueba de producción efectuada en el intervalo

4725 a 4745m que resultó invadido con agua salada de 29,500ppm. Con este pozo se incorporó reserva 1P desde la cima de la Brecha Tp-Ks hasta la base de los disparos y 2P hasta el contacto agua aceite. En la siguiente figura 4.5.c se presenta la configuración estructural y los resultados de dicho cálculo de reservas.

HOMOL-1

4600

4700

4600

4700

4800

4700

4800

4681

4681

SIMBOLOGIPROBADA

PROBABLE

-4568-5003

C.A.A.4681

Y GASPOZO PRODUCTOR

ÁREA Hb Hnp Phi Sw Fr VOLUMEN ORIGINAL@CY RESERVA

ORIGINAL@CA

Km2 m m ( % ) ( % ) (%) MMB MMBPCE

2.83 32 25.179 8 19 1.671 25 29.04 5.22 1P12.52 113 35.323 8 21 1.671 25 175.76 31.62 2P

TIPO

RESERVAS CALCULADAS PEP JULIO/ 2004 HOMOL

Boim3cy/m3c

a

Figura 4.5.c.- Reservas certificadas Campo Homol El pozo Tumut-1, resultó productor de aceite ligero en el Jurásico superior Kimmeridgiano cuya cima fue cortada a 4200m alcanzando una profundidad total a 4501m, en este pozo se probaron dos intervalos en el JSK resultando ambos productores de aceite ligero, el primer intervalo de 4350 a 4378m con un aforo de: Qo= 5745BPD, Qg=5.75MMPCD, ºAPI=35, PTP= 829psi, Est= 1”, RGA=178.28m3/m3, el segundo intervalo comprendió de 4255 A 4278m, su aforo fue de Qo= 4175BPD, Qg=5.28MMPCD, ºAPI=36, PTP= 1205psi, Est= 3/4”, RGAbc=225m3/m3. En el campo no se conoce el contacto agua aceite, por lo tanto, con estos resultados se permitió incorporar reserva 1P, 2P, 3P en el bloque occidental y reserva 2P Y 3P en el bloque oriental con los resultados que a continuación se muestran en la figura 4.5.d donde se presenta la configuración estructural de la cima del JSK y los resultados de los cálculos realizados.

590 000 592 000 594 00

2110000

2108000ETKAL-101

-4500

-4400

-4300

-4600

-4700

-4429

Pozo Etkal-101 Registros Geofísicos

Pozo Etkal-101 Configuración estructural, cima BTP-KS

10

Figura 4.5.d.- Reservas certificadas Campo Tumut El pozo Wayil-1, resultó productor de aceite ligero en el Jurásico superior Kimmeridgiano a la profundidad de 4675 a 4735m con un aforo de: Qo= 636BPD, Qg=1.981MMPCD, ºAPI=43.4, PTP= 1107psi, Est= 3/4”, RGA=570m3/m3, la cima del JSK fue cortada por el pozo a la profundidad de 5230m. En la siguiente figura 4.5.e se muestra la configuración estructural de la cima del JSK así como los valores resultantes de dicho cálculo.

Área Hb Hn Hnp Phi Sw Rsi Fro FrgVolumen

Original@cyReserva

Original@ca TipoKm2 m m m ( % ) ( % ) m3/m3( % ) ( % ) MMB MMBPCE

10.04 216.10 156.97 48.03 4.9 14.8 2.17 570 30 30 126.71 31.84 P14.46 256.18 160.48 47.54 4.9 14.9 2.17 570 30 30 180.41 45.34 PP23.02 256.18 160.48 54.57 4.9 21.8 2.17 570 30 30 302.88 76.12 PPP

2.270 75.00 47.06 15.27 4.9 28.0 2.17 570 30 30 7.694 1.933 PPP

Boim3cy/m3ca

RESERVAS PRELIMINARES PEP JULIO / 2004 WAYIL-JSK

BLOQUE 1

Área Hb Hn Hnp Phi Sw Rsi Fro FrgVolumen

Original@cyReserva

Original@ca TipoKm2 m m m ( % ) ( % ) m3/m3( % ) ( % ) MMB MMBPCE

10.04 216.10 156.97 48.03 4.9 14.8 2.17 570 30 30 126.71 31.84 P14.46 256.18 160.48 47.54 4.9 14.9 2.17 570 30 30 180.41 45.34 PP23.02 256.18 160.48 54.57 4.9 21.8 2.17 570 30 30 302.88 76.12 PPP

2.270 75.00 47.06 15.27 4.9 28.0 2.17 570 30 30 7.694 1.933 PPP

Boim3cy/m3ca

RESERVAS PRELIMINARES PEP JULIO / 2004 WAYIL-JSK

BLOQUE 1

Figura 4.5.e.- Configuración estructural Cima del Jurasico Superior Kimmeridgiano.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES En vista de los resultados obtenidos, se concluye que aunque el área es considerada madura desde el punto de vista exploratorio como de producción, aún podemos encontrar estructuras y/o bloques cercanos a campos productores integrando la información de los nuevos pozos a la sismica de reciente adquisición (Chukua y Tabal). De las ocho localizaciones exploratorias que contempló el Proyecto Chuc Integral, se han perforado 6, todas productoras de hidrocarburos rebasando considerablemente las expectativas de incorporación de reservas contempladas, ya que lo comprometido con las ocho localizaciones eran 257MMbpce con una inversión de 2468MM$, y a la fecha, con 6 de ellas perforadas se han incorporado 252 Mmbpce. quedando pendiente las reservas que incorporen las localizaciones Kuil-1 y Kuil –101. VI.- BIBLIOGRAFÍA 1).- Informes finales de pozos 2).- Estudio Regional del JSK, autor Angeles A. 3).- Informes de Reservas 4).- Informe de actividades del proyecto Integral Chuc 2002 – 2003 Cd. del Carmen, Camp., diciembre 3 de 2004

2'116000

2'114000

4200

430041

00

48005000

5000

4800

5200

SALINAINTRUSION

4900

5000

4200

4300

43474

37744

00

45004600

4700

3900

4000 41

00 4400 4500

4600

5100

-4189-4470

TUMUT - 1

4377

4800

4900

5000

4700

564 000 566 000 568 000 570 000562 000

2'116000

2'114000

4200

430041

00

48005000

5000

4800

5200

SALINAINTRUSION

4900

5000

4200

4300

43474

37744

00

45004600

4700

3900

4000 41

00 4400 4500

4600

5100

-4189-4470

TUMUT - 1

4377

4800

4900

5000

4700

564 000 566 000 568 000 570 000562 000

2'116000

2'114000

4200

430041

00

48005000

5000

4800

5200

SALINAINTRUSION

4900

5000

4200

4300

43474

37744

00

45004600

4700

3900

4000 41

00 4400 4500

4600

5100

-4189-4470

TUMUT - 1

4377

4800

4900

5000

4700

564 000 566 000 568 000 570 000562 000

BLOQUE-W

Ärea Hb Hn Hnp Phi Sw Rsi Fro FrgVolumen

Original@cyReserva

Original@ca TipoKm2 m m m ( % ) ( % ) m3/m3 ( % ) ( % ) MMB MMBPCE4.12 158 88 55.82 6.9 19.5 1.58 195.6 30 30 80.379 19.52 P4.46 188 107 68.28 6.9 19.5 1.58 195.6 30 30 106.58 25.88 PP6.06 188 107 78.87 6.9 19.5 1.58 195.6 30 30 167.13 40.58 PPP

3.78 188 107 77.38 6.9 19.5 1.58 195.5 30 30 102.414 24.87 PP4.5 188 107 81.22 6.9 19.5 1.58 195.5 30 30 130.188 31.61 PPP

BLOQUE-E

RESERVAS PRELIMINARES AGOSTO/2004 TUMUT JSK

Boim3cy/m3ca

Bloque Oriental

Bloque Occidental

WAYIL-1

HOMOL - 1

000

000

00

00

HOMOL - 101

-5189-5486

ZONA

DE

FALL

A

000

LOC.

-5003

RESUMENOBJETIVOINTRODUCCIONDESARROLLOCONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5000BUSCARIMPRIMIRSALIR