Opinión Técnica

Modificación del Anexo 1 de la Asignación

A-0338-M-Campo Tintal

SECRETARÍA DE ENERGÍA OCTUBRE, 2019

-

CNH Comisión Nacional

Contenido

CONTENIDO ......... .._ .......... _ .. _ ............ -.......................................... ___ , __ , __ . .,.. ............... --.............................. 1

,1. OBJETO DE LA OPINIÓN TÉCNICA---·---·------.. ------···-..... --...... -........... _ 1

IL MODIFICACIONES PROPUESTAS POR LA SECRETARÍAm••··"· ......................... m ................. 1

111. CARACTE,R(STtCAS DEL CAMPO .......... --------·---·"'-· .. --... -• ........................ .._.. 2

A) UBICACIÓN ....................................................................................................................................................................... 3

8) HISTORIA DE EXPLOAACIÓN ....................................................................... -......................................................... 4

C) MARCO CEOl.óCICO REGIONAL-�·---··· .. ··•· ................................................................ _,_ .................................. 4

o) AMBIENTES DE DEPÓSITO DEL CAMPO .................. --···· .. ·· .. ···· .............................................................. _ 7

E) SISTEMA PETROLER0 ................................................................................. --� .................................................... 8

i Qoca generadora ............................. ........................... ·--······ .. ········ .............................................................. B

ii. Roca olmacenodora ......................................................................................................................................... 9

íii. Roca sello ............................. --.:........ .................................................................................. _ ........................ 10

iií Trampa .................................................................... -........................................................................................ 10

iv. Migración y sincronía ............................................................................ -................................................ 10

F) COLUMNA GEOLÓClCA DEL ÁREA DE LA AslCNACIÓN ....................................................................................... 11

C} ARQUITECTURA DEL YACIMIENTO ................................................................... -.................................................. 12

H) PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS .......................................................................................... -.. •--····----···13

1) FLUIDOS OEL YACIMIENTO .............. , ................ -.......... , ......................................................................................... 16

J) INCENIERíAAPLICADAA LA PRODUCCIÓN ............................. , ........ � .... -• ._ ................................................... 17

í. Estrategia de producción octual .... uo••·······�--........................................................................... 20

ii. Evoluoción de estrategias de recuperación secundario y mejorado .......................... 20

IV. E.VALUACIÓN DE LA PROPUESTA DE LA SECRET ARÍA ........ -............................ _ ........... 21

A) PERTINENCIA. ....................................................................................... _ ......... , ......................................................... 21

8} IMPACTO DE ILA PROPUESTA SOBRE EL PDE ................................................................. ·--····----········ ........ 22

f. Impacto sobre Jo producción ....................................................... -._. ................................................ 22

ii. Impacto sobre los reservas ......................................................................................................................... 22

iíi. Impacto sobre la medición y comercialización ........................................................................... 22

iv. Impacto sobre la evaluación económico ................. � .................................................................. 23

-

G�)��,,1•/Ci'v H RC:!J>\�t�1"'"A'CQ _ _.;1•,1, t'l1croci'l'bvos9obrrn f':1!1111 · 1.'111111• •, 1 ,

v. Impacto sobre el área de otras asignaciones .............................................................................. .23

V. CONCLUSIONES ••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••• 24

VI. RECOMENDACIONES • .-.-••·•-···-•-•••••·-·-••••••••·•··-·-••••••-•-·-·•••••••·· .. -·-••••••·•·-•-•••••····-•••••••-•· 25

1. SOBRE LA MODIFICACIÓN AL ANEXO I DEL TÍTULO DE LAASICNACIÓN .................. 25

2. SOBRE EL TRATO QUE SE DA A LOS YACIMIENTOS .......................................................... 26

3. SOBRE LA INFORMACIÓN ANALIZADA EN EL PRESENTE INFORME ........................... 26

RE FER EN C IAS •••.•••••••• ·-·········-············-·-········-·-····-···-·························-····-········ ..... -._·_······-······ 27

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CO.-,r.·•/Cr-.�1 no:.D,\S:,•t:,'ICOCOR;.•,' : ,·,ocJ• ;vo•,g::,:: �-� mlllll, , , 1 li':alAI . 1 1

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l. Objeto de la Opinión Técnica

En el marco de la Ronda Cero, la Secretaría de Energía (en adelante, Secretaría), con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión), otorgó a Petróleos Mexicanos (en adelante, Pemex o Asignatario), diversas Asignaciones en términos del Transitorio Sexto del Decreto por el que se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la federación el 20 de diciembre de 2013.

La Secretaría de Energía (en adelante, Secretaría) a través de la Dirección General de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, solicitó a . la Comisión mediante oficio 521.DGEEH.509/19 recibido el 10 de septiembre de 2019, la opinión técnica respecto a la modificación del Anexo 1 del Título de Asignación A-0338-M-Campo Tintal (en adelante, Asignación), a fin de incluir la Formación Concepción, de edad Mioceno, e indicar el posible impacto de dicha modificación en el Plan de Desarrollo para la Extracción respectivo. Esto a petición de Pemex Exploración y Producción (en adelante, PEMEX) quien, mediante el escrito PEP-DG-SAPEP-622-2019, recibido el 10 de septiembre de 2019, señala haber realizado estudios técnicos con los que actualizó el modelo estático de la Asignación.

En atención a lo anterior, la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión, emite la presente Opinión Técnica, con fundamento en los artículos 6, párrafos quinto y sexto de la Ley de Hidrocarburos; 16, fracción I del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos; 38, fracción IV de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; y 35, fracción II def Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

11. Modificaciones propuestas por la Secretaría

En la modificación propuesta por la Secretaría, se solicita la opinión técnica respecto de la modificación al Anexo 1 del Título de Asignación con el objetivo de incluir de la Formación Concepción, de edad Mioceno. De igual forma, solicita informar si dicha modificación conlleva un impacto en el Plan de Desarrollo para ta Extracción respectivo.

Cabe señalar que l1a Secretaría indica que la Opinión tiene lugar toda vez que el Asignatario refiere las siguientes particularidades relacionadas con la Asignación:

l. Ha realizado estudios de actualización del modelo estático del Área / /de la Asignación, de los cuales se ha identificado que el volumen I(�

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original de Hidrocarburos corresponde con las edades geológicas Plioceno y Mioceno, situación que le permitirá registrar dicha precisión en la próxima cuantificación y certificación de reservas de Hidrocarburos al 1° de enero de 2020, y

11. Es de su interés que la Asignación refleje las dos edades geológicasen donde se encuentra el volumen original de Hidrocarburos, a finde que pueda realizar las actividades de Extraccióncorrespondientes en beneficio del Estado Mexicano, considerandoel incremento en su retorno económico y social.

Se hace notar que los horizontes a los que se hace referencia en la solicitud, tanto el que corresponde al Plioceno como aquel que refiere al Mio<::eno, se encuentran dentro del área contemplada en el Título.

111. Características del campo

Inicialmente, en 2014 y para fines de la Ronda O, la Asignación formó parte del denominado "Proyecto Integral el Golpe-Puerto Ceiba," mismo que está enfocado en el desarrollo y la extracción de las reservas de aceite y gas asociado. Desde 2017 se migró el proyecto a seis asignaciones independientes y tres contratos con socio.

La Tabla 1 muestra las características generales esta Asignación, conforme el Título de Asignación vigente, mismas que se describen con mayor detalle en esta sección, conforme a la información con la que dispone esta Comisión y aquella presentada por PEMEX.

Tabla 1. Datos Generales Asignación A-0338-M-Campo Tinta/ (Fuente: PEMEX 2019, Título de la Asignación y CNIHJ.

Datos generales Descripción

Nombre

Estado (1) y municipio (2)

Área de Asignación

Fecha de emisión del título de Asignación modificado

A-0338-M-Campo Ti ntal

(l) Tabasco y (2) Jalpa de Méndez

38.125 Km2

13 de agosto de 2014

Vigencia

Tipo de Asignación

20 años a partir del 13 de agosto de 2014

Extracción de hidrocarburos

CO>Jr.•✓;c,,,H P0i.•),\S�-•í-·ICOCC6,',.1• ; (lcoC.1,t}l,r,:• .. <;O')'Tli-- ' ' 1 1 • ,

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Tabla 1. Datos Generales Asignación A-0338-M-Campo Tintal (Fuente: PEMEX 2019, Título de la Asignación y CNIHJ.

Datos generales Descripción

Profundidad para extracción

Profundidad para exploración

Yacimientos y/o Campos

Colindancias

a) Ubicación

Plioceno Inferior, formación Paraje Solo

No aplica

Plioceno Inferior y Mioceno Superior

A-0342-M Campo Tokal (al Noroeste)

A-0115-M Campo Cupache (al Suroeste)

A-0233-M-Campo Navegante (al Este)

El campo Tintal se localiza en el municipio de Jalpa de Méndez, en el Noroeste del Estado de Tabasco, aproximadamente a 22 km al Sureste de la ciudad de Comalcalco, de la misma entidad federativa. Las coordenadas del polígono de la Asignación se presentan en la Tabla 2, mientras que la Figura 1 muestra la ubicación del campo en la República Mexicana.

Tabla 2. Coordenadas de los vértices de la Asignación A-0338-M­Campo Tinta/ {Fuente: Título de la Asignación).

Vértice Longitud oeste Latitud norte

1 93° 07' 30" 18° 10' 30"

2 93° 11' 00" 18º 10' 30"

3 93º 11' 00" 18º 11' 30"

4 93° 12' 00" 18° 11' 30"

5 93° 12' 00" 18° 12' 30"

6 93° 11' 30" 18° 12' 30"

7 93° ll' 30" 18° 13' 00"

8 93° 11' 00" 18º 13' 00"

9 93° 11' 00" 18° 13' 30"

10 93° 07' 30" 18° 13' 30"

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A-0338-M-Campo Tintal

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Figura 1. Ubicación de la Asignación A-0338-M-Campo Tinta/ (Fuente: CNH).

b) Historia de exploración

El campo Tintal fue descubierto en el año de 1968 en la cuenca de Comalcalco con la perforación del pozo exploratorio Tintal 1, que descubrió aceite en la Formación Concepción, ubicada a una profundidad de 1730 mvbnm y una presión inicial de 192 kg/cm2

, en el Mioceno Superior. Adicionalmente, se identificaron hidrocarburos mediante a interpretación de registros en intervalos superiores. De esta manera, en 1971, se probó la Formación Paraje Solo, a una profundidad de 1357 mvbnm y una presión inicial de 108 kg/cm2

, en el Plioceno Inferior (PEMEX 2017).

c) Marco geológico regional

Geológicamente el campo se encuentra en la subcuenca de Comalcalco en la Provincia Geológica Cuencas del Sureste, Figura 2; dicha cuenca s interna en dirección noreste (NE) en el Golfo de México, al sur (S) limita co la falla Comalcalco, hacia el este (E) limita con la Cuenca de Macuspana y hacia el oeste (W) su límite no es muy claro, pero se marca donde

4

empiezan a aparecer los primeros domos salinos de la Cuenca del Istmo (PEM EX 2017).

Cinturón Plegado d♦ Catemaco Provincia Salín• d♦l Golfo

Figura 2. Mapa de provincias geológicas de las cuencas del Sureste terrestre (Fuente: PEMEX, 2017).

El origen de la cuenca de Comalcalco está asociado a esfuerzos distensivos relacionados con la evacuación de sal por lo tanto el fallamiento normal y pliegues tipo roll-over caracterizan la cuenca, formada a partir del Mioceno Superior basal y Plioceno, el límite con el Cinturón Plegado de Reforma -Akal lo constituye un sistema de fallas normales, denominadas en conjunto, Sistema de Fallas de Comalcalco (Figura 3).

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Figura 3. Régimen tectónico de la cuenca de Coma/calco (Fuente: PEMEX, 2017).

GOHMX/CNH RQf,JDAStwl E:.•.JCO l. C Fi •., -' - ......., . .

1- 1 •

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En contrapartida, las fallas contra regionales lístricas se explican cómo

rasgos de compensación que se formaron durante la evacuación lateral de la sal (Figura 4). La columna geológica perforada en la Asignación comprende sedimentos terrígenos del Neógeno en su totalidad hasta la cima del Mioceno Superior.

Cuenca de comaica/co ,.,,�,.......-----.............. .._........,,-¡:;

Figura 4. Régimen tectónico de la cuenca de Coma/calco (Fuente: PEMEX, 2017).

La Asignación A-0338-M-Campo Tintal se ubica al sureste (SE) de la Cuenca dónde la deformación estructural es resultado de la acción de diferentes eventos, teniendo mayor impacto la Orogenia Chiapaneca. En general se desarrollaron tres tipos de esfuerzos: compresión, distensión y empuje, este último debido a las intrusiones salinas que generaron fallas de estilo normal y bloques irregulares. La sección sísmica estructural de la cuenca de Comalcalco se observa en la Figura S.

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---- Cuencadt-Comelcalco - -

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Figura s. Sección sísmica estructural de la cuenca de Coma/calco (Fuente: PEMEX, 2017).

6

d) Ambientes de depósito del campo

En la cuenca de Comalcalco se define a los ambientes de depósito para el

área del Campo Tintal, tanto para los yacimientos del Mioceno como del Plioceno, como un complejo de barras y canales en ambiente deltaico dominado principalmente por ríos, formados por arenas arcosas y subarcosas (PEMEX 2017). El desarrollo de este frente deltaico permitió el avance de estas facies, toda vez que, de acuerdo con la descripción de los núcleos interpretados, al norte del área se desarrollaron pequeños abanicos de talud'.

De esta manera, para el área de la Asignación A-0338-M-Campo Tinta!, la configuración de los ambientes de depósito que dieron lugar a la formación Plioceno Inferior (Paraje Solo} se muestra en la Figura 6, referenciados a una edad de 3.58 millones de años (ma). Asimismo, la configuración de los ambientes de depósito que conformaron la formación Mioceno Superior (Concepción) en el área de la Asignación se muestra en la Figura 7, referenciados a una edad de 5.2 ma.

400000 400000

3.58 ma.

500000

- ZONACREVASSE SPI.AY- ZONACOSTcAADOMINAOAPOR OLEAJE

TALUD PLATAFORW.

-LAGUNA

-OElTADOMINAOOPORELOlEAJE

COMPLEJO DE ABANICOS DE TALUD

-CANAi. TRENZADO

CAHALMEANCRICO-FRENTE DElT.fJCO

PLANICIE cosreAA

Figura 6. Configuración de los ambientes depósito del Plioceno Inferior en la Cuenca de Coma/calco, mostrando la ubicación del

Campo Tinta/ (Fuente: PEMEX 2017).

' Las configuraciones presentadas corresponden a los resultados obtenidos de los t/J4 estudios de caracterización estática desarrollados por PEMEX en 2017, e iniciados desde \ 2008 a través del Proyecto Estratégico lnterregional: Cuenca Comalcalco Yaxche Tupilco.

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Figura 7. Configuración de los ambientes depósito del Mioceno Superior en la Cuenca de Coma/calco, mostrando la ubicación del

Campo Tinta/ (Fuente: PEMEX 2017).

e) Sistema petrolero

El sistema petrolero que corresponde a la Asignación A-0338-M-Campo Tintal se muestra en la Figura 8. Su generación está asociada a una serie de eventos tectónicos, por esfuerzos distensivos y evacuación de sal, a partir del Mioceno Superior, que dieron lugar a fallas normales y estructuras tipo Roll-Over.

Los elementos específicos del sistema estudiado se describen a continuación (PEMEX, 2017).

i. Roca generadora

En general, se considera que las rocas con mayor potencial generador en esta área son, por orden de importancia, las calizas arcillosas y carbonosas del Jurásico Superior Tithoniano, que contienen kerógeno de tipo 11, y del Cretácico Inferior, con kerógeno tipo 1-11; ya que ambas tienen alto contenido de materia orgánica y bituminosa.

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MIO(N

Atenlsaosdec,enoflnoyen partes grueso

AmbtentedeplaufotTN

Play Productor: plioceno Inferior, unldld de flujo A-4

Arenasdec,ano finca medio. Porosidad lnter¡ranulu AmblentedecuenQllen!.ides de frente deltalcoen un slstema de Canales y Sarras de desemi,«,.dura

Play Productor. Mioceno superior, unidad de flujo A-23

Cretácic:o Inferior Carbonatos Porosid:id en fracturas

JS Kimmeñdgiano

Carbonatos dolomítízados Porosidad en fracturas

Roca Gencr.Jdor.l. J,S T1thonlano.

RocaAlrnacl!n. CarboNt01 (JSIC,ICl)y Ate�fMIOCN)

Roca SCllo; Mudstone attllloso y Mli,ps (KSI y lutltas (PACNI

Yac,mlcnlo At�as (20)

Área:4,7Km'

Profundtdad 1200-2200,,.,

* Play productor

Figura 8. Sistema petrolero del Campo Tinta/ (Fuente: PEMEX 2017).

ii. Roca almacenadora

La roca almacén está constituida, en orden de relevancia, por arenas de edad Mioceno Superior y arenas de edad Plioceno Inferior, ambas provenientes de ambientes de frente deltaico que pertenecen a un complejo de barras y canales.

En los depósitos de la edad Mioceno Superior se presentan como litología arenas no consolidadas de tipo cuarzo-arenitas, de grano fino a medio color gris oscuro, con limitada compactación e intercalaciones de horizontes arcillosos, ligeramente cementados por arenas más finas de naturaleza fuertemente deleznable, presentando fragmentos líticos de hasta 2 cm muy compactos y amorfos {PEM EX 2017). A su vez, los depósitos de la edad Plioceno Inferior se encuentran constituidos por una alternancia de areniscas poco consolidadas y lutitas {PEMEX 2014).

G'.bt,:•/C'J·' ,lcl'!D,\S:,:-,.1COCCfo:.1, ,,,c1·cc,,•t,c oc,gobr••• •. ; .' 9

iii. Roca sello

El sello superior lo constituyen lutitas de edad Mioceno Superior y Plioceno Inferior, intercaladas con los depósitos arenosos que son los objetivos, mientras que el sello lateral lo constituyen cambios de facies y el cierre contra falla.

iii. Trampa

Es una trampa combinada que presenta cierre contra falla hacia el noroeste (NW} y cierre natural en las otras tres direcciones.

iv. Migración y sincronía

La Figura 9 ilustra la sincronía de eventos del sistema petrolero Tithoniano-Mioceno/Plioceno de la Asignación. El elemento principal de roca generadora corresponde al Jurásico Superior Tithoniano constituido por lutitas y mudstone arcillosos que cargan a rocas del Mioceno y Plioceno, que corresponden a areniscas turbidíticas, arenas fluviodeltaicas y arenas de barra. Las trampas, por su parte, son de tipo combinado (estratigráfico/estructural) cuyo desarrollo inicia durante el Mioceno Medio.

P A L E O G E N

SeloL.ao<>lySdo -

Tiempo( Ma)

Elementos & Eventos

· ROCAGENERADORA

ROCA DE SOBRECARGA

ROCA ALMACÉN

ROCA SELLO

FORMACIÓN TRAMPA

GENERACIÓN ACEITE

EXPULSIÓN

MOMENTO CRITICO

Figura 9. Sincronía de Eventos, Diagrama de eventos del Sistema Petrolero Tithoniano - Mioceno/Plioceno (Fuente: PEMEX 2017}.

El proceso de generación-migración de hidrocarburos, con base en el modelado geológico, se ha estimado a partir del Oligoceno Superior {29

COR MX/CNH PONDASMEXICOGOBMX h1droca•burosgobrnx � �'� ;;"•:,',,, l:lilll11(l1,)(1r/}( 1,,..

ma) hasta la actualidad, por lo que se considera que existe una buena sincronía para el caso de la Asignación A-0338-M-Campo Tinta!; sin embargo, en los yacimientos del Plioceno (con menos de 1,500 m) puede existir un riesgo debido a la biodegradación del aceite.

f) Columna geológica del área de la Asignación

La columna estratigráfica del área, que se presenta en la Figura 10, está constituida de lutitas arenosas compactas con intercalaciones de arenas de grano fino mal consolidadas en el Mioceno Superior, así como una

alternancia de areniscas poco consoltdadas y lutitas de edad Plioceno Inferior, (PEMEX 2014).

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Figura 10. Columna estratigráfica del Área de la Asignación A-0338- J M-Campo Tinta/ (Fuente: PEMEX 2014).

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GOBM•/CNH PO;!Q,',SM[ÁICO'_,: "· h1droca:burosgobmx m·,: · .• 11 �

(

A su vez, la columna tipo del Campo Tinta 1, representada por el pozo Tintal 3, se incluye en la Figura 11. Se observa la presencia de distintos cuerpos arcillosos y arenosos con buenas resistividades, representadas en el registro RT, así como cuerpos bien definidos, mostrados en la respuesta del GR. Se tienen identificadas unidades de flujo que van desde la A35 hasta la A4, con muy buen potencial de acumulación y presión, ubicadas en posiciones estructurales favorables (PEMEX, 2017).

j t i A4,AS, A6,A8, i A9,Al0 ..

Al2,12A,13,13A,J.4, 15,16,17,18,19, 22, 23,24,26

• Arenas productoras

Arenas con potencial

Figura 11. Columna tipo de la Asignación A-0338-M-Campo Tinta/, correspondiente al pozo Tinta/ 3 (Fuente: PEMEX 2017).

g) Arquitectura del yacimiento

Actualmente se tienen identificados 24 cuerpos productores o potencialmente productores en la Asignación, tanto en el Plioceno como en el Mioceno. Estos se presentan separados por formación en la Tabla 3 . .

del Mioceno. ·

GOB MX/CNH RONDA5',IEXICOGOB MX h1drocarburosgob mx � �-.�:.: .. :•;" mllll11,tJ)(1i)t,r, 12 ;

,Q Tabla 3. Arenas productoras y con potencial en la Asignación A-0338-M - Campo Tinta/ (Fuente: PEMEX 2019).

Arenas del Plioceno

' • 1 } Productoras Con Potencial

ParaJe So o 1 Arena 4 Arena 5 Arena 6 Arena 8 Arena 9 Arena 10

- - --

X

X

X

X

X

X

Arenas del Mioceno ,

( . . ) Productoras Con Potencial

1 Concepc1on

Arena 12 Arena 12A Arena 13

Arena 13-A Arenal4 ArenalS Arena 16 Arena 17 Arena 18 Arena 19 Arena 22 Arena 23 Arena 24 Arena 26 Arena 35

Arena 35-A Arena 35-B

Arena 36

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

h) Propiedades de los yacimiento:,¡

11', 4A la fecha, el modelo estático de la Asignación se compone de los modelos r o(}_\ de las siete secuencias productoras del Mioceno (Al2A, Al3, Al4, AlS, Al8,

� � 13 ✓ GOHMVJCN,• ;>O'/D,\Sl,1fYIC01.,C'h •.• •11n,oc,vtic,rosgcbm,

- '. , .• ·

A23 y A35), toda vez que aquellos de las arenas del Plioceno que son de interés para el Asignatario (A4, AS, A6, AS, A9, AlO) se encuentran en procesamiento para su posible evaluación. La Figura 12 muestra una ilustración del modelo sedimentario existente de las arenas del Mioceno. Las propiedades promedio de los yacimientos se encuentran listadas en la Tabla 4.

Pobtact6n d• Electrofacl- - Modelo a.dlrnentarlo Arena12A

1 ,s-

... Pobtac.lOn de Et.ctrofact.. Modelo -..dlmantario Arena13

Pobl.c:16n de EIKtrofecl- Moct.10 ..-dlnwntario Arena14

--1 t =·

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PobtaclOn de Elect:rotacl" - Modelo Mtdlmentario Arena1!5

Poblac,on de Electrofacl .. - Mocl•lo .ecttrnentatlo Asen■1fl

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Figura 12. Modelo sedimentario de las secuencias productoras del campo Tinta/ (Fuente: PEMEX 2017).

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Tabla 4. Propiedades de los yacimientos de la Asignación A-0338-M­

Campo Tintal (Fuente: PEMEX 2019). -

P . d d Tinta! del Plioceno Tinta! del Mioceno

rop1e a es f • s · In enor upenor

Marco Geológico

Era, periodo y época Cenozoico, Neogeno, Cenozoico, Neogeno,

Plioceno Inferior Mioceno Superior

Play Plioceno Inferior Mioceno Superior

Régimen tectónico Distensivo Distensivo

Ambiente de depósito Frente deltaico y Frente deltaico y

canales canales

Litología almacén Arenas de grano Arenas de grano

medio y fino medio y fino

Propiedades petrofísicas

Saturación promedio de 42 30

agua(%)

Arenas mal Arenas mal seleccionadas, sucias seleccionadas, sucias y

Porosidad y tipo(%} y poco consolidadas. poco consolidadas. Porosidad promedio Porosidad promedio </>

</> = 22 :: 24

Permeabilidad absoluta 134.97 - 265.49 552-3800

promedio (mD)

Espesor neto y bruto 53.l /155.6 29.6/ 641

promedio (m}

Relación espesores 0.046 2.93

neto/bruto

Propiedades del yacimiento

Temperatura (ºC) 48 60

Presión inicial (Kg/cm2} 108.0 192.0

Presión de saturación 150.0 145.0

{Kg/cm2)

Presión actual (Kg/cm2) 92.0 141.0

Volumen original (MMB) 21.16 107

Mecanismos de empuje Acuífero Acuífero

principal

- '""'"

GOB MYJCNH PONO,\SI-IFXICO COS MX i'1orocarbc,rosgob m, '" .. ,. ""' H \I •..: 11IM ""

15 f

o i) Fluidos del yacimiento

El aceite encontrado en ambas formaciones corresponde a uno de tipo "aceite negro" que, por las presiones registradas, se trata de petróleo bajo saturado (de acuerdo con la Clasificación de McCain). Las propiedades de los fluidos se indican en la Tabla 5, siendo importante notar que no se cuenta con un estudio PVT representativo de los yacimientos del Plioceno. No obstante, por la baja volatilidad del aceite, no se esperan cambios importantes en los cálculos de volumetría y reservas por variaciones de las propiedades PVT.

Tabla 5. Propiedades de los yacimientos de la Asignación A-0338-M­Campo Tinta/ (Fuente: PEMEX 2019}.

Propiedades de los fluidos

Tipo de hidrocarburos Aceite negro Aceite negro

Densidad API 14 (No hay un PVT 18.5 (Pvr Tintal-3 y

representativo) Tintal-112)

Viscosidad (cp) a condiciones de Pb y de Sin descripción/ 34.9 15.2 / 32.3 superficie a Ty

Relación gas - aceite Sin descripción 0.45

inicial (m3/m3)

Bo inicial y actual {m3/m3) No disponible 1.2 / 1.2

Calidad y contenido de Sin descripción Sin descripción

azufre{%)

Factor de conversión del 0.23915 0.23915

gas (MMB/MMMPC)

Poder calorífico del gas Sin descripción Sin descripción

(BTU/p3)

El Asignatario reporta, para el campo Tintal, un volumen original de aceite a condiciones estándar de 128.2 millones de barriles (MMB) y uno de gas de 58.2 miles de millones de pies cúbicos (MMMPC) que, si bien considera tanto el Mioceno como el Plioceno, sólo se indica para el Plioceno en el Plan de Desarrollo Vigente. Considerando la información presentada, este volumen se separa -sin modificar su valor sumado total- en 20.6 MMB de aceite y 9.4 MMMPC de gas, que se asignarán al Plioceno, y 107.6 MMB de aceite y 48.8 MMMPC de gas, que se asignarán al Mioceno. El cálculo de estas magnitudes se hizo de manera determinista.

La Figura 13 muestra la evolución anual de las reservas de aceite y gas en

términos del petróleo crudo equivalente (PCE) en las categorías probada, probable y posible en el campo Tinta 1, evidenciando la dependencia de sus valores con la interpretación geológica.

■ PROBADAS PCE PROBABLES PCE POSIBLES PCE

20

75

1 1 1 1 1 1 1 1 o.

70 .0

l: 5l:

o - - - - -

,- N t"') --t L/) \.D e--- CX) O) o ,- N t"') --t L/) \.D e--- CX) O) o ,-

o o o o o o o o ,- o ,- ,- ,- ,- ,- ,- ,- ,-

o o o o o o o o o o N

o o o o o o o o N N N N N N N N N

N N N N N N N N N

Figura 13. Histórico de las reservas de petróleo crudo equivalente de la Asignación de 2001 a 2019 (Fuente: PEMEX 2019 y CNHJ.

j) Ingeniería aplicada a la producción

La Tabla 6 muestra las características operativas generales del Campo Tinta 1, mientras que las Figuras 14 y 15 muestran el comportamiento de la producción de aceite y gas en el campo Tinta 1, respectivamente, desde su descubrimiento hasta julio del 2019. En estos gráficos se incluye el pronóstico correspondiente al Plan Vigente de la Asignación.

Tabla 6. Características operativas de los yacimientos de la Asignación A-0338-M-Campo Tinta/ (Fuente: PEMEX 2019}.

- -

P . d d Tinta! del Plioceno Tintal del

rop1e a es f . . .

In enor Mioceno Superior - - - - - --

1 Características generales

Duetos (servicio, longitud, diámetro y estado)

l. Oleogasoducto, 0.5 Km, 8 in, operando

2. Oleogasoducto, 1.6 Km, 6 in, operando

3. Oleogasoducto, 1.6 Km, 4 in, operando

4. Oleoducto, 6.8 Km, 8 in, operando

Batería de separación Tintal, operando, Baterías de separación

actualmente con capacidad para 15 (Nombre, estado, capacidad)

MBPD -

(JCt· � .... v:.c �.-' .,•c•,L�,\1 l ,;;--> h-,-, .� ,:... r,1 · h 1d·oc.:irhurr.c-,<3ob rrp.. PJIIIII · ·. ',. ·1 1 la:llilll•1,.,�

Tabla 6. Características operativas de los yacimientos de la Asignación A-0338-M-Campo Tinta/ (Fuente: PEME� 2019}.

-

P . d d Tintal del Plioceno Tintal del rop1e a es f . . . In erior Mioceno Superior

Pozos (número, estado y sistema artificial de producción)

Área (km2)

Inicio de explotación

Profundidad promedio {mvbnm)

7 pozos perforados, de los que:

• 5 están cerradoscon posibilidadesde producir; y

• 2 están cerradossin posibilidadesde producir.

6.6

1971

1357

27 pozos perforados, de los que:

• 2 producennaturalmente

• 4 producencon unsistemaartificial deproducción(uno conbombeomecánico ytres conbombeohidráulico);

• 8 estáncerrados conposibilidadesde producir;

• 2 estáncerrados sinposibilidadesde producir; y

• 11 estántaponados.

4.8

1968

1730

- - -

GCBl'-F/CNH PO:JDt,s;,1EYICO•c'ilM,• hKlrOUirt:H,:os,¡obrn, - :· • .· 18

3.00 cu "-ro

lJ 2.50

·º olJ <C 2.00 (l) (lJ

E 2e V) o.. (1)

e E ·O "­u ou o..::J

lJ o"-0.

1.50

1.00

O.SO

0.00 15/09/1965 05/04/1979 23/10/1992 13/05/2006 01/12/2019

-TJNTAL (ACEITE REAL MBD) -TINTAL (ACEITE PRONÓSTICO VIGENTE MBD)

Figura 14. Histórico de producción de aceite del campo TintaP (Fuente: CNH).

1.20 cu "-

-� 1.00lJ o ·º o-g 2r0.80 E2 2 20.60 o.. u,e a., ,o Eo,40 u "­u o::J o..-g 0.20 o.

0.00 15/09/1965 05/04/1979 23/10/1992 13/05/2006 01/12/2019

-TI NTAL (GAS REAL M MPCD) -TI NTAL (GAS PRONÓSTICO VIGENTE MM PCD)

Figura 15. Histórico de producción de gas del campo TintaP (Fuente: CNH).

' MBAD refiere a Miles de barriles de aceite por dia, mientras que MMPCGD a Millones de ¡fl � --1-, pies cúbicos de gas por día. l \

19 f'- --

; COnl-''/CWI POIID,\Sl,lt'•ICOCOG;,1, r1c'·oca.C>vos9ob~·/ - ... · .

1 1

i. Estrategia de producción actual

Desde los inicios de la explotación del campo Tinta 1, se identificaron arenas con posible acumulación de aceite pesado, las cuales se disparaban sin éxito de producción por no lograr fluir el aceite de manera natural, por lo que se abandonaban y se disparan en zonas más profundas donde se tiene aceite de mejor densidad (19-22 ºAPI), esto llevo a dividir en dos zonas productoras de aceite el yacimiento, dejando la zona de 700-1000 m sin producir ya que no se contaba con suficiente tecnología para producir aceite pesado.

Actualmente la producción se basa en estrategias de optimización de la recuperación primaria mediante la mejora en el estudio de las propiedades del campo para identificar áreas de oportunidad para el desarrollo y la implementación de sistemas artificiales. En este momento, su aplicación se enfoca principalmente al Mioceno.

ii. Evaluación de estrategias de recuperación secundaria y mejorada

En 2013 se realizó un estudio para aplicar el proceso de recuperación adicional de hidrocarburos mediante la inyección alterna de vapor; sin embargo, con estos métodos los resultados indicaban producciones de hidrocarburos de alrededor de 300-350 barriles, posteriormente se obtuvo mayor producción en pozos perforados paralelos a la falla sin utilizar un método de recuperación mejorada. Se cree que, dada la alta permeabilidad de los cuerpos de arenas no consolidadas cercanas a la falla y la no tan elevada viscosidad, la inyección de vapor no alteró de forma substancial la movilidad a los hidrocarburos (movilidad = permeabilidad/ viscosidad) en el intervalo probado, por lo cual se descartó esta alternativa.

Actualmente se han realizado análisis y diversos ejercicios para la selección del mejor método de recuperación secundaria que aplique a las condiciones de los yacimientos del campo, tanto en las formaciones del Plioceno como del Mioceno. Los procesos que se evaluaron fueron basados en estadísticas de campos con procesos exitosos y que reflejan en gran medida los criterios de selección recomendados en el proceso realizado en Ronda cero, pretendiendo:

1) Identificar los procesos potenciales que apliquen al campo Tinta 1, y

2) Encontrar campos análogos a nivel mundial que permitan conocer

los resultados con procesos implementados en esos campos.

--

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IV. Evaluación de la propuesta de la Secretaría

Considerando los elementos previamente descritos, tanto aquellos relativos al modelo geológico como al desarrollo del Campo Tintal; al respecto de la solicitud de incluir la Formación Concepción de edad Mioceno Superior, esta Comisión considera pertinente proceder con esta acción en virtud de lo que se señala a continuación.

a) Pertinencia

La Formación Paraje Solo fue estudiada por primera vez por Lesniak (1924). La edad geológica de esta formación ha sido debatida por diversos autores, siendo asignada inicialmente al Mioceno Medio (Gibson 1936; Castillo-Tejero 1955), posteriormente al Mioceno Tardío (López-Ramos 1979), para también, en trabajos posteriores, ser identificada como parte del Plioceno Superior (PEMEX 1988) y del Plioceno Inferior (Aguilera 2003). Con base en lo anterior, el Servicio Geológico Mexicano (en adelante SGM) cuestiona la edad geológica de esta formación, otorgando a la misma un rango entre el Mioceno Medio y el Pleistoceno, a espera de estudios más concluyentes para definir la edad especifica de esta formación.

De manera similar, la formación Concepción mantiene discusiones abiertas respecto a la edad geológica a la que pertenece, habiendo sido catalogada como parte del Mioceno Inferior {Gibson 1936, López 1979), del Mioceno Medio {Manjarrez y Hernández 1989) y del Plioceno Inferior y Medio (PEMEX 1988). Como ocurre con la Formación Paraje Solo, dada la incertidumbre existente, el SGM otorga un rango de edad geológica a la Formación Concepción entre el Neógeno y el Mioceno. Es importante señalar que, entre las discusiones actuales sobre la edad geológica de las formaciones en comento, PEMEX ha llegado a reportar que ambas formaciones pertenecen al Plioceno.

Con base en las controversias previamente documentadas se reconoce la dificultad para precisar la edad geológica de las formaciones indicadas por la Secretaría como parte de la modificación, que se origina por la dificultad que existe para su correcta distinción con respecto a otras cercanas (considerando la evolución consistente de los ambientes de depósito a lo largo del tiempo geológico y la complejidad del marco tectónico de la cuenca de Comalcalco).

Dado que el Asignatario extrae Hidrocarburos de este campo desde 1968, explotando formaciones con edad Plioceno y Mioceno sin que hubiera ¡¡ criterios técnicos suficientes para categorizarlas adecuadamente y en . · virtud de que el Título de Asignación vigente, resulta restrictivo en cuanto al horizonte de Extracción, esta Comisión considera pertinente la inclusión de la Formación Concepción de edad Mioceno al Título.

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b) Impacto de la propuesta sobre el Plan de Desarrollo para la

Extracción (PDE)

En esta sección se discute el impacto de la propuesta de la Secretaría sobre el PDE.

i. Impacto sobre la producción

Dado que la producción actual proviene en su totalidad de las unidades que han sido identificadas por el Asignatarios como del Mioceno, el incluir las formaciones propuestas en este análisis, o bien la que inicialmente fue indicada por la Secretaría, permitirá mantener los niveles de producción actuales, conservando la validez de los pronósticos de producción que hayan sido elaborados a partir de estos y, en consecuencia, las estrategias de desarrollo contempladas.

Es importante señalar que, de manera histórica, las unidades que se identifican como del Mioceno han provisto la mayor producción del Campo Tintal. Además, si bien en ambos casos se produce un aceite negro pesado, la extracción del aceite de las unidades identificadas como del Plioceno implica mayores retos técnicos respecto a aquellas del Mioceno, muchos de ellos asociados a su comportamiento reológico y a su menor densidad API (se trata de un aceite más pesado), pero también a la potencialidad de estas unidades (el modelo estático correspondiente aún se encuentra en desarrollo por el Asignatario).

ii. Impacto sobre las Reservas

La inclusión del Mioceno en el Título de la Asignación permitiría mantener los niveles de reservas actuales del campo, toda vez que esta modificación no altera los volúmenes originales reportados.

íii. Impacto sobre la medición y comercialización

De manera indirecta, tanto la medición como la comercialización de crudo serían afectadas si no se realiza la modificación al Título de esta Asignación, ya que -como se indica con anterioridad- la producción actual proviene en su totalidad de los intervalos identificados como parte del J¡ iMioceno.

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22 f

iv. Impacto sobre la evaluación económica

Dado que el aceite proveniente del Plioceno es más pesado que el del Mioceno, y considerando los posibles retos técnicos asociados, así como los costos, precios e ingresos relacionados, la inclusión del Mioceno en el título de la Asignación resulta indispensable para mantener las condiciones de operación financiera actuales, así como para mantener la rentabilidad del PDE.

v. Impacto sobre el área de otras Asignaciones

En la Figura 16 se muestran los traslapes en el área de la Asignación A-0338-M-Campo Tintal respecto a otras aledañas.

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Figura 16. Traslapes existentes con la Asignación A-0338-M-Campo Tinta/ (Fuente: CNHJ.

Se señala que existe un traslape con el área que abarca el campo Alameda, donde se ubica el pozo exploratorio Tokal-101EXP, cuyo objetivo fue incorporar reservas de hidrocarburos en las areniscas del Mioceno

Superior, resultando seco en las pruebas de presión y producción, y que actualmente se encuentra en trabajos de abandono permanente, por lo que su inclusión no afectaría las actividades consideradas para la Asignación A-0342-M-Campo Tokal.

Aunado a lo anterior, se identifica un traslape con el Área de la Asignación A-0115-M-Campo Cupache. No obstante, dado que en esta se declara unaprofundidad de extracción diferente (Cretácico Superior y Medio), no seconsidera que existan afectaciones al Plan de Desarrollo correspondiente.

V. Conclusiones

Con base en los datos presentados y concordancia con las observaciones hechas, se concluyen los siguientes puntos:

l. PEM EX ha realizado actividades de extracción de los yacimientos delMioceno y Plioceno para mantener la producción del Campo Tintaldesde 1968; toda vez que la producción actual de la Asignación A-0338-M-Campo Tintal es extraída en su totalidad por las secuenciasque se identifican como de edad Mioceno, que a su vez resultan lasde mayor volumen original cuantificado.

2. Los estudios desarrollados por el Asignatario permiten identificarcon claridad que los intervalos con mayor potencial productor sonaquellos que corresponden al intervalo que se cataloga como de

edad Mioceno, siendo estos los que fueron evaluados como partedel Plan de Roda Cero (Plan Vigente), y que es el propio Asignatarioquien promueve la modificación del Título con base a estosresultados.

3. La incorporación de Mioceno al Título de Asignación no afectaría alPDE vigente o a las estrategias de desarrollo consideradas paraoptimizar el desarrollo de los recursos contenidos en la Asignación.

4. La distinción física de las formaciones del Mioceno y Pliocenoinvolucradas, así como la identificación de las edades geológicas alas que pertenecen cada una de ellas, presenta grandes dificultadespara su discretización dentro de las Cuencas del Sureste y es motivode controversias para el Servicio Geológico Mexicano. Esto resulta deespecial atención en el área del campo Tinta l.

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24 1

Con base en los puntos anteriores, se evalúa favorablemente la solicitud

de la Secretaría de modificar el Anexo 1 del Título de la Asignación A-0338-

M-Campo Tintal para adicionar a la Formación Concepción, identificada

como de Edad Mioceno por PEMEX; quedando este en la sección que

refiere a la Profundidad autorizada para la extracción como se muestra

enseguida:

Profundidad

Las actividades de Extracción amparadas por esta Asignación podrán

realizarse en las siguientes formaciones:

Edad Formación

Plioceno Inferior Paraje Solo

Mioceno Superior Concepción (Superior e Inferior)

VI. Recomendaciones

1. Sobre la modificación al Anexo I del Título de la Asignación

Dada la gran dependencia que guardan las reservas del Campo Tintal con

la definición del modelo estático de los yacimientos del Plioceno y

Mioceno, siendo que para las arenas del primero actualmente se están

realizando estudios de caracterización que podrían provocar nuevas

discretizaciones del volumen original, y considerando lo que se señala en

el numeral 4 de la sección de conclusiones de este documento, se propone

a la Secretaría evaluar la posibilidad de adicionar al Anexo I del Título de la

Asignación A-0338-M-Campo Tintal, de acuerdo con la columna geológica

del área de la Asignación, las formaciones del Neógeno, Período al que el

Asignatario refiere como Terciario y donde se incluye al Plioceno y

Mioceno. De ser así, la sección donde se indica la Profundidad autorizada

para la extracción quedará como se muestra enseguida:

Profundidad

Las actividades de Extracción amparadas por esta Asignación podrán

realizarse en las siguientes formaciones:

Período Edad

Plioceno Neógeno

Mioceno

2. Sobre el trato que se da a los yacimientos

Dada la complejidad del ambiente de depósito del Campo Tintal, en tanto

se publican estudios suficientes como para reducir la incertidumbre

relacionada a estas formaciones, se recomienda sólo referir a la

producción que aportan los yacimientos del Período Neógeno, refiriendo

cuando más a la Edad correspondiente, y no a formaciones por separado.

3. Sobre la información analizada en el presente informe

Se propone sugerir al Asignatario que dé conocimiento de las

conclusiones de los estudios realizados por PEMEX al SGM, esto para que

sean considerados como parte de la documentación sobre las

formaciones involucradas, y -en su caso- puedan actualizarse los

documentos de la base del Léxico Estratigráfico de México

(https://www.sgm.gob.mx/Lexico EsD.

Extracción

Revisó

N\fllJcln'ley Velásquez rlJ.fl(IJ;neral Adjunto

Dirección G e I de Dictámenes de Extracción

Revisó

lng. Miguel Ángel lbarra Rangel Director General Adjunto

Dirección General de Dictámenes de Extracción

Director General

Dirección General de Dictámenes de Extracción

COf1f,,4 •íCt'!f• t<O."!C,\S:.1�•ICO ,_,r�I• '11rl oc;:,.rbt,'OS(Jóh"':.: l'ftlll · · , 1

� 1 ,,.,, 26

lng. Julio eTitular de la Unidad Téc

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