Activo Ku-Maloob-Zaap

El activo Ku-Maloob-Zaap se encuentra ubicado en la Región Marina Noreste. Geográficamente, la región se localiza en el Suroeste de la República Mexicana, en aguas territoriales nacionales, frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca una superficie aproximada de 166,000 kilómetros cuadrados e incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México. La Región administra 28 campos con reservas remanentes, 14 de los cuales registran producción a enero del 2012.

La Región Marina Noreste está constituida por los activos integrales: Cantarell y Ku Maloob Zaap. Estos dos activos actualmente poseen la mayoría de la producción de hidrocarburos de Pemex.

Con respecto a su ubicación regional, los campos que conforman el Activo Ku Maloob Zaap se localizan en las aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente a 150 Km al noroeste de Cd. del Carmen, frente a los estados de Tabasco y Campeche.

Cuenca

El activo integral Ku Maloob Zaap se encuentra en La Sonda de Campeche, la cual tiene una extensión aproximada de 15,500 kilómetros cuadrados y es por mucho la más prolífera de México. Dentro de esta cuenca se sitúa el pilar tectónico reforma Akal.

Caracteristicas estructurales

Se identifica cuatro eventos tectónicos deformacionales que han tenido mayor influencia en la región: (1) el evento de rifting (relacionado con la apertura del Golfo de México), desde el Triásico Tardío hasta el Jurásico Medio. El evento de rifting dio lugar a la formación de una topografía regional de horsts y grabens, la cual no fue completamente sepultada por los lechos rojos de la secuencia del sin-rift.

(2) Durante el Cretácico Tardío inició el desplazamiento del Bloque de Chortis hacia el este, colisionando durante el Paleógeno de manera relativamente suave y episódica contra Chiapas, y dio como resultado el primer cabalgamiento y levantamiento del Macizo de Chiapas. La Sierra de Chiapas es el resultado de la acción de la Placa de Cocos en el Pacífico y con esfuerzos hacia el norte-noreste y por la Placa del Caribe contra la de Norte América.

(3) el impacto de Chixchulub en el límite Cretácico-Terciario. Para el Terciario se identifica un cambio de régimen tectónico que da lugar a una cuenca de tipo “foreland”, durante la cual se acumula un espesor considerable de sedimentos terrígenos. Durante este evento tectónico compresivo se produjeron movimientos de bloques, fallas inversas, inyección de grandes volúmenes de sal de edad Triásico-Jurásico y se formaron estructuras anticlinales. Esta compleja historia tectónica da por resultado la formación de grandes

estructuras anticlinales falladas con orientación dominante noroeste-sureste. A partir de estas estructuras, se producen las trampas de tipo estructural – estratigráfico.

(4) el basculamiento del Bloque de Yucatán hacia el occidente desde el Cretácico hasta el Neógeno. En el Plio-Pleistoceno, el bloque de Chortis continuó su movimiento hacia el este, alejándose del Macizo de Chiapas. La carga isostática que flexionaba hacia abajo el margen Pacífico ya no existía y el margen rebotó hacia arriba al verse liberado del peso que lo hundía. Esto dio como resultado un gran levantamiento y erosión en la parte sur del área de estudio combinado con una gran subsidencia y aporte de sedimentos hacia la parte norte, lo que provocó la fase principal de la evacuación salina.

A continuación se describen los principales eventos que permiten interpretar el modelo gelógico – estructural:

Evento distensivo. Esta etapa ocurrió a finales del Triásico y en el Jurásico, originando bloques escalonados tipo graben separados por fallamiento normal, con un echado preferencial hacia el este-sureste.

Estabilidad Tectónica. Es durante esta etapa donde se desarrollan los grandes depósitos carbonatados a nivel mundial y en muchas plataformas de México; ocurre desde el Cretácico temprano hasta el cretácico tardío. En el Eoceno y Oligoceno es posible distinguir superficies de erosión que fueron deformadas por eventos tectónicos posteriores, es de mencionarse que en esta zona, el límite K-T (Cretácico Terciario) se muestra como un cambio litológico, pasando de un ambiente carbonatado a un ambiente siliciclástico, con su correspondiente cambio microfaunístico, pero conservando los patrones de paralelismo y horizontalidad, lo que indica continuidad en las condiciones tectónicas, pero cambio absoluto en las condiciones paleoambientales.

Evento compresivo. Inicia al fin del Mioceno temprano, prolongándose hasta el fin del Mioceno medio, afectando prácticamente toda la secuencia sedimentaria desde el Jurásico hasta el Mioceno temprano, durante esta etapa se formaron las principales estructuras que constituyen los yacimientos de hidrocarburos en la sonda de Campeche. Este evento es distinguible en las facies sísmicas por la presencia de superposición trangresiva y cambios de espesor (figura 5.8), indicativos de depósitos sinsedimentarios, algunas fallas normales preexistentes de la morfología jurásica, fueron reactivadas por este sistema de esfuerzos provocando su inversión tectónica.

Evento distensivo. Esta etapa es el resultado de la descomposición del vector principal del esfuerzo compresivo, que originó una etapa de extensión que está condicionada por la geometría del límite del bloque de Yucatán sobre la que actuó, dando como resultado en esta zona la formación de cuencas sedimentarias en el Neógeno. Esta etapa es distinguible en los depósitos del Neógeno como fallamiento normal en dirección preferencial NE-SW . En la cima del Mioceno Inferior se observa paralelismo y en su parte superior se tiene, la presencia de superposición transgresiva correspondientes a eventos sintectónicos. Durante el Mioceno medio y superior se aprecia un depósito sedimentario sincrónico a la deformación, esto se identifica en el cambio de espesor del paquete con límite superior. La superposición trangresiva en esta parte es reflejo del término de la actividad compresiva al final del Mioceno tardío, por último es posible identificar la etapa de distensión del Pleistoceno a través del fallamiento normal que disloco a los paquetes de rocas sedimentarias

La figura 5.8 muestra el perfil de los eventos del modelo geológico, en el cual se ubica en el campo Maloob, en el cual se puede apreciar el pozo Pok-1.

En la figura 5.28 se puede observar que el activo integral Ku-Maloob-Zaap se compone de la falla regional de desplazamiento lateral derecho que divide un área llana en la margen superior derecha y otra de estructuras alargadas y plegadas divididas por fallas inversas subparalelas y oblicuas a la falla de desplazamiento.

Los principales rasgos estructurales que forman las trampas en las que se alojan los yacimientos de Ku-Maloob-Zaap en el Mesozoico y Cenozoico, son producto de diferentes fases de deformación que originaron estructuras de plegamiento, fallamiento inverso, fracturamiento, etc. Las estructuras características en KMZ, se han agrupado de acuerdo a sus características en los siguientes 7 tipos:

1.- Fallas de desplazamiento lateral, denomina límite-regional, esta zona de fallas es muy compleja, se infiere que se trata de una zona principal de desplazamiento de cizalla integrada por falla de desplazamiento lateral derecho, dicha zona de fallas tiene una orientación NW-SE, además la zona de fallas de desplazamiento presenta cabalgamiento, en las formaciones Cretácicas.

2.- Estructuras de cabalgamiento generadas por el esfuerzo compresivo, están presentes por lo menos desde Ku hasta Maloob, en el campo Ku es más evidente dicho cabalgamiento, ya que ha sido posible interpretar una estructura dúplex (cabalgamiento):

3.- Fallas antitéticas se presentan en dirección NW-SE, con dirección de inclinación opuesta pero paralela a la falla Ku-Maloob-Zaap. Dichas fallas antitéticas parecen ser el resultado de la compresión y el desplazamiento de los paquetes sedimentarios, lo cual provocó su expulsión anticlinal segmentada, paralelamente a la zona de desplazamiento, con estructuras positivas simples.

4.- Fallas inversas y pliegues, están orientadas WNW-ESE, las tres fallas inversas principales de KMZ, Ku, Zaap y Maloob. El estilo estructural que presentan las fallas inversas parecen haberse desarrollado por el efecto de esfuerzos compresivos que provocó el acortamiento estructural N-S, esto generaró las estructuras anticlinales, que constituyen el componente estructural de las trampas de hidrocarburos.

5.- Fallas normales, se encuentran distribuidas de manera perpendicular a las fallas inversas principales, son el producto de un efecto de la distensión en dirección opuesta a la compresión. En la figura 5.7 se presenta la falla normal más cercana a la principal zona

de desplazamiento, la cual en su parte superior se intersecta y termina en la superficie de erosión, en tanto que en su parte inferior está en contacto con la falla inversa que actúa como rampa para el campo Ku sobre Akal.

6.- Superficie de erosión (discordancia) la superficie de mayor erosión se presenta hacia el área de Maloob, sin embargo, el relieve estructural y las formaciones rocosas erosionadas son menores, en tanto que hacia el campo Ku la erosión afecta rocas del Eoceno, y hacia el campo Kutz la erosión llega a afectar rocas Cretácicas.

7.- Estructuras producidas por gravedad, hace referencia a las estructuras tipo cabalgamiento que están asociadas con estructuras resultantes del desplazamiento de bloques por gravedad provenientes de altos topográficos, en la porción donde se localizan los campos de Ku y Kutz, es muy frecuente observar bloques que han sido removidos o deslizados por gravedad hacia los flancos que constituyen el anticlinal de Ku-Kutz.

Características estratigráficas

PRE-JURÁSICO SUPERIOR

Calloviano. Las rocas sedimentarias más antiguas en la Sonda de Campeche son los depósitos de sal identificados como Sal Ístmica. La constituyen depósitos de sal cristalina translucida y blanquizca, se observa principalmente en la porción Noreste del área en los campos Ek, Balam y Batab. Subyace en forma discordante a los depósitos del Oxfordiano.

JURASICO SUPERIOR

Oxfordiano. Consiste de areniscas, arenas, limolitas y bentonitas de color gris olivo. Generalmente esta secuencia sedimentaria está acompañada con intercalaciones delgadas y aisladas de calizas arcillosas y silicificadas. La parte superior está caracterizada por calizas arenosas que gradúan a areniscas calcáreas y limolitas con anhidrita.

Kimmeridgiano. Lo constituye una secuencia de carbonatos y terrígenos caracterizada por dolomías micro a mesocristalinas, packstone de peloides con dolomitizació incipiente, lutitas arenosas y limolitas bentoníticas de color gris olivo y café rojizo.Tithoniano. Mudstone arcilloso que tiende a dolomitizarse y lutitas calcáreas arenosas, de colores gris oscuro a negro, con intercalaciones de margas y calizas arcillosas de colores oscuros con abundante materia orgánica dispersa y concentrada, y ocasionalmente con delgadas intercalaciones de lutita limosas gris oscuro a negro.

CRETÁCICO

El Cretácico está caracterizado en la Sonda de Campeche principalmente por carbonatos propios de aguas profundas en ambientes de baja energía, es decir, son calizas con baja porosidad productoras de hidrocarburos y han sido intensamente fracturadas.

Cretácico Inferior. Caracterizado por mudstone bentonítico de color verde y gris olivo ligeramente dolomitizado, dolomía microcristalina color gris verdoso, gris blanquizco y gris olivo. Existen también horizontes arcillosos caracterizados por lutitas obscuras y bentonitas.

Cretácico Medio. Constituido por mudstone arcilloso, ligeramente dolomitizado y silicificado, de color gris oscuro, se observan también cuerpos de dolomía microcristalina, gris blanquizca, gris olivo; así mismo horizontes arcillosos de lutitas obscuras y bentonitas gris verdoso y verde amarillento. Presenta abundantes nódulos de pedernal negro y pirita.

Cretácico Superior. Está constituido por dolomías micro y mesocristalinas, mudstone a wackestone de extraclastos, bioclastos y litoclastos ligeramente bentoníticos color crema, café y gris olivo claro que cambian lateralmente a margas de color oscuro. Hacia su base se presentan calizas arcillosas de color oscuro con trazas de nódulos de pedernal negro y bentonitas.

Brechas Calcáreas:

Constituidas en su mayor parte, por litoclastos subangulosos a subredondeados cuyo tamaño varía de 0.2 a 15 cm de dolomía y en menor proporción, mudstonewackestone de bioclastos e intraclastos color crema, café y gris, cementados en matriz calcárea con moderada a intensa dolomitización. Su espesor varía de 225 m (pozo Cantarell-91) a 350 m (pozo Cantarell-267) y subyace concordantemente al Paleoceno Inferior y sobreyace de forma concordante al Cretácico Superior (Campaniano-Maastrichtiano, Romero-Peñaloza, 2003).

TERCIARIO INFERIOR

Paleoceno. Consiste de lutitas de color gris verdoso y café rojizo, bentoníticas y calcáreas, en ocasiones mudstone arcilloso, gris verdoso.

Eoceno. Lutitas y limolitas calcáreas, gris y gris verdoso que varían a mudstone arcilloso, alternando con capas delgadas de lutitas bentoníticas gris a gris verdoso, suaves y plásticas. En el Eoceno Medio del área, Ku y Zaap, se han reportado calcarenitas constituidas por grainstone y packstone, de color café por impregnación de aceite.

Oligoceno. Constituido por lutitas calcáreas que varían a mudstone arcilloso de color gris claro y gris verdoso, suave, plástica y ligeramente arenosa.

TERCIARIO SUPERIOR

Está constituido por lutitas bentoníticas con intercalaciones aisladas de arenas que constituyen cuerpos lenticulares empaquetados entre potentes cuerpos arcillosos.

Mioceno. Litológicamente está representado por lutitas calcáreas y bentoníticas de color gris claro a gris verdoso, que varía a mudstone arcilloso, con delgadas intercalaciones de arenisca gris claro de grano fino con cementante calcáreo.

Plioceno-Pleistoceno. Litológicamente esta secuencia está constituida por lutitas de color gris claro y gris verdoso, calcárea, ligeramente arenosa, con intercalaciones de cuerpos de arenas carbonatadas con influencia siliciclástica de granulometrías que varían de finas a medias, mal cementadas en material calcáreo, con abundantes restos de moluscos.

Sistema petrolero

Oxfordiano- Oxfordiano (!)

Las rocas generadoras están conformadas por lutitas calcáreas de ambiente de rampa externa, con materia orgánica de tipo amorfo sapropélica y herbácea, y son las responsables de generar aceites ligeros y pesados. Los hidrocarburos son almacenados en arenas depositadas en un ambiente eólico y costero en la parte inferior del Oxfordiano.

La roca sello está compuesta por una secuencia de anhidrita del mismo Oxfordiano. Las trampas son bloques rotados, conformando trampas estructurales con cierres contra falla. La generación y migración de hidrocarburos ocurre desde el Mioceno al Reciente.

Cretácico Inferior-Cretácico Medio (?)

Se postulan como rocas generadoras a las secuencias de evaporitas y carbonatos del Cretácico Inferior y probablemente hasta el Cretácico Medio, se ha identificado materia

orgánica algácea y lignocelulósica, además se han identificado bitúmenes sólidos, se postula que esta sea precursora de aceite pesado a ligero. Las rocas almacenadoras potenciales son calizas y dolomías de plataforma de edad Cretácico Inferior, Medio y Superior.

El sello potencial en las trampas cretácicas, corresponden a secuencias evaporíticas intercaladas entre las calizas y dolomías. Las trampas estructurales son pliegues sutiles debido a la escasa deformación. La generación inicia en el Eoceno y continúa hasta la actualidad.

Kerógeno y madurez

Las rocas generadoras del Tithoniano en la Sonda de Campeche contienen kerógenos del Tipo-II ricos en azufre, los cuales progresivamente son craqueados para formar el petróleo con la creciente madurez, empezando a producir aceite en valores tan bajos como 0.45 % Ro. El incremento de la madurez ocurre del Noreste hacia el Suroeste en un sentido geográfico. Diferencias menores en el tipo de kerógeno, están relacionadas a las organofacies, mientras que las mayores, se deben a la madurez térmica.

Tipos de Hidrocarburos

Una característica de los campos KMZ es que lasviscosidades que se presentan son diferentes. Ku tiene un API de 22°, mientras queMaloob y Zaap tienen un API de hasta 12°

Campos

Los campos del activo integral Ku-Maloob-Zaap se ubican en la provincia marina de Coatzacoalcos, en un tipo de cuenca margen cuyas rocas almacén son arenisca JSO (Jurásico Superior Oxfordiano), dolomías (JSK), brecha calcárea dolomitizada (Brecha del Terciario Paleoceno-KS) y calcarenitas (Eoceno), los tipos de yacimientos son siliciclastos y carbonatados de origen oolítico, brechoide y calcarenitico, respectivamente. El tipo de trampa es combinada (estructural y estratigráfica) tanto para el JSK como para el eoceno, y estructural para la brecha y el JSO. A continuación se detalla cada uno de los campos.

Campo Ku (Nido)

Fue con el pozo Ha-1A, perforado en 1980, que se descubrió el campo Ku, sin embargo, la producción del campo se inició de forma oficial con la puesta en marcha del pozo Ku-89 de la plataforma Ku-I, en 1981. La producción de este campo proviene de las siguientes formaciones:

Dolomías del Jurásico Superior Kimeridgiano (JSK) Brecha Terciaria Paleoceno-Cretácico Superior (BTP-KS) Cuerpo Calcáreo del Eoceno Medio (CCE)

Campo Maloob (Bueno)

El campo se descubrió en 1969 con la perforación del pozo Maloob-1, su explotación inició en 1988 con la producción de 6 pozos (409, 415, 425,) en la plataforma Ku-H. Los horizontes productores de este campo son los siguientes;

Dolomías del Jurásico Superior Kimeridgiano (JSK) Brecha Terciaria Paleoceno-Cretácico Superior (BTP-KS)

Campo Zaap (Braza)

Descubierto en 1990 con la perforación del pozo Zaap-1, inicia su explotación en noviembre de 1992 con la entrada a producción del pozo Zaap-2051 de la plataforma Ku-M. La producción de este campo proviene de las siguientes formaciones:

Dolomías del Jurásico Superior Kimeridgiano (JSK) Brecha Terciaria Paleoceno-Cretácico Superior (BTP-KS) Cuerpo Calcáreo del Eoceno Medio (CCE)

Campo Bacab (Columna)

Fue descubierto con la perforación del pozo Bacab-1 en junio de 1977, inició su producción de aceite de 17° a 19° API y gas asociado en diciembre de 1991, a través del pozo Bacab-21. La producción de este campo proviene de la siguiente formación:

Brecha Terciaria Paleoceno-Cretácico Superior (BTP-KS)

Campo Lum (Tierra)

Se descubrió en enero de 1994 con la perforación del pozo Lum-1 y cuenta con dos horizontes geológicos con acumulación de hidrocarburos:

Brecha Terciaria Paleoceno-Cretácico Superior (BTP-KS) Arenas Jurásico Superior Oxfordiano (JSO)

El complejo Ku-Maloob-Zaap está aproximadamente a 105 kilómetros al noreste de Ciudad del Carmen, frente a los estados de Tabasco y Campeche. Para su desarrollo, la Región Marina Noreste de PEMEX Exploración y Producción, se encuentra desarrollando, el proyecto Ku-Maloob-Zaap, en el que contempla la perforación de 82 pozos, instalación de 17 plataformas y construcción de 32 ductos. Es considerado uno de los activos más grandes del país, conformado por tres campos productores: Ku, Maloob y Zaap.

Y 9 campos con reservas remanentes pero que no están en producción:

Ayatsil Baksha Kayab Nab Numán Pit Pohp Tson Zazil-Ha

Pozos

Distribución de pozos operando durante el mes de junio 2013 y su distancia respecto al contacto Gas-Aceite promedio en cada campo

Abreviaturas

CGA= Contacto Gas-Aceitemv = metros verticales

PRODUCCIÓN

En los últimos seis años se han invertido cerca de 130 mil millones de pesos en el sistema de campos de Ku Maloop Zap (KMZ) con el propósito de estabilizar su producción en unos 850 mil barriles diarios, revertir la caída de Cantarell y mantener la presión con inyección de nitrógeno y gas natural. Los trabajos de recuperación secundaria y terciaria permitieron que en 2011 se mantenga el complejo con una producción de 850 mil barriles por día y se mantiene como el principal proveedor de petróleo del país.

Los planes que se tienen para el complejo Ku-Maloob-Zaap (KMZ), es que además de mantener su plataforma de producción, los procesos que se usen en la zona mejoren las

recuperaciones que son secundarias. PEP informó que planea mantener la presión de los principales yacimientos mediante la inyección de 650 millones de pies cúbicos por día de nitrógeno y administrar la producción de los pozos para lograr un avance controlado de su explotación. Además buscan asegurar el flujo de crudo pesado mediante la ejecución de proyectos específicos de bombeo electrocentrífugo y multifásico, para reducir el consumo de gas de bombeo neumático.

La inyección de nitrógeno aumenta la presión y lo se espera es mantener un nivel por arriba de los 800 mil barriles diarios. Ahora, con las mejoras realizadas, la prospectiva que se tiene es que PEP mantenga esta plataforma de producción en 850 mil barriles al día hasta el primer trimestre de 2017 y lograr un nivel de aprovechamiento de gas de cerca al 98%. Debe recordarse que el nivel máximo de producción fue de 890 mil barriles diarios en el año 2010. Ku-Maloob-Zaap es el segundo grupo de campos más importante de México por su nivel de reservas remanentes y es considerado como un campo súper gigante por la magnitud de reservas originales totales, que superan los 8 mil 254 millones de barriles de crudo equivalente.

Actualmente el Activo integral Ku Maloob Zaap extrae 861 mil barriles al día.

Producción el campo Ku

Actualmente se extraen 262 mil barriles al día

Producción del campo

Actualmente se extraen 297 mil barriles por día

Producción en el campo Zaap

Actualmente se extraen 302 mil barriles diarios

PROBLEMÁTICA

A pesar de superar la producción de Cantarell en el 2010, hay dos problemas relacionados con el campo Ku Maloob Zaap:

El aceite producido es más pesado que el producido en Cantarell. La calidad del aceite y la producción podría perderse por la intrusión de agua y sal

al yacimiento.

En un esfuerzo por combatir de manera anticipada a invasión de agua, un problema que ha disminuido en gran mediada la producción de Cantarell, PEMEZ estableció instalaciones de separadores de agua en Ku Maloob Zaap. Adicionalmente la compañía empezó la inyección de nitrógeno en el yacimiento muy temprano en la producción.

Sin embargo, ese método ha sido cuestionado por especialistas, quienes consideran que el nitrógeno contamina el campo, reduce la productividad y adelanta el proceso de declive de los yacimientos. Para Pemex utilizar nitrógeno es el método más económico y óptimo,

por eso mantiene un contrato de suministro para el programa de mantenimiento de presión.

De acuerdo con los resultados financieros correspondientes a los primeros nueve meses de este año que presentó Pemex, al 30 de septiembre pasado el valor estimado de los contratos para la inyección de nitrógeno en Cantarell y KMZ, durante su vigencia, asciende a 16 mil 938 millones 206 mil pesos y 18 mil 389 millones 850mil pesos, respectivamente. En caso de rescisión del contrato, dependiendo de las circunstancias, Pemex tiene el derecho u obligación de adquirir al proveedor la planta de nitrógeno.