Activo Poza Rica-Altamira
Junio 2011
Bloque
PánucoR E S U M E N E J E C U T I V O
Activo Poza Rica-Altamira
1. Introducción
2. Descripción de la cuenca
3. Características principales
4. Historia de exploración y desarrollo
5. Producción por campo y reservas
6. Infraestructura y manejo de hidrocarburos
7. Prácticas de perforación
Í N D I C E
Activo Poza Rica - Altamira INTRODUCCIÓN
El bloque Pánuco se ubica aproximadamente a 20 Km al oeste de la ciudad de Tampico,
Tamaulipas, en la Planicie Costera del Golfo de México, en la porción norte del Estado de
Veracruz. Esta limitado al norte por el bloque Altamira y al oeste por el bloque Ébano.
Cubre una superficie de 1,839 Km2; dentro del bloque se encuentran los campos Salinas,
Pánuco, Topila y parte del Cacalilao.
El descubrimiento y producción de campos del bloque Pánuco se inició en 1904; a la
fecha, se han perforado 1,626 pozos, de los cuales 191 están operando (seis son pozos
letrina), 99 son pozos cerrados y 1,336 se encuentran taponados. Tienen un volumen
original de 6,858.67 MMbl de aceite y 21,060.76 MMMpc de gas. Alcanzó una
producción máxima de 291,542 bl de aceite en 1924. Los campos de este bloque tienen
una producción acumulada aproximada de 703.1 MMbl de aceite y 2,147.6 MMMpc de
gas, a diciembre del 2010. La producción actual del bloque Pánuco es de 2,385 bpd de
aceite, 9.47 MMpcd de gas.
El crudo que se produce en estos campos es de tipo pesado, con densidad que varía de 10
a 13° API; la presión actual del yacimiento varía de 40 a 45 Kg/cm2. La dificultad de la
perforación es baja. Se han adquirido 565 Km de sísmica bidimensional (2D) de regular
calidad y 225 Km2 de sísmica tridimensional (3D).
Ubicación del bloque Pánuco
Activo Poza Rica - Altamira DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA
La Cuenca Tampico-Misantla se ubica en el oriente de México y comprende desde el
extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central del Estado de Veracruz,
porciones orientales de San Luís Potosí, Hidalgo, norte de Puebla y la plataforma
continental hasta la isobata de 200 m.
El basamento cristalino está constituido por rocas ígneas y metamórficas con edades que
varían desde el Pérmico hasta el Jurásico Medio. En la columna sedimentaria de la
Provincia Tampico-Misantla se reconocen las siguientes tectono-secuencias:
La primer tectono-secuencia (Synrift) inicia en el Triásico con el depósito sobre el
basamento de clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos
de lava de la Formación Huizachal del Triásico Tardío al Hettangiano, seguidos por una
secuencia transgresiva marina de areniscas y lutitas de la Formación Huayacocotla del
Jurásico Inferior durante el Hettangiano-Pliensbachiano. En el Jurásico Medio se
restablecieron condiciones continentales y se depositaron clásticos de la Formación
Cahuasas. Una nueva transgresión favoreció el depósito de calizas oolíticas de la parte
inferior de la Formación Huehuetepec.
Ubicación de la Cuenca Tampico - Misantla
bloque Pánuco
Activo Poza Rica - Altamira DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA
Sobre estas formaciones se depositaron en el Calloviano calizas arenosas, y bioclásticos
arcillosos de la Formación Tepexic, la cuales fueron sobreyacidas por calizas arcillosas y
carbonosas de aguas profundas de la Formación Santiago al alcanzar la máxima
transgresión en el Oxfordiano. Alrededor de los altos de basamento se desarrollaron
rampas carbonatadas en las que se depositaron en la parte interna calizas arcillo-arenosas
de la Formación San Pedro y oolíticas de la Formación San Andrés y sus equivalentes
laterales de la Formación Chipoco y de cuenca de la Formación Tamán. Estas facies
alcanzaron su máximo desarrollo durante el Kimmeridgiano extendiéndose hacia la cuenca,
sobre todo durante el siguiente descenso del nivel del mar, observándose en algunas zonas
un cambio abrupto de la Formación Santiago a Chipoco y/o San Andrés.
Las calizas arcillosas y carbonosas de la Formación Pimienta cubren regionalmente a las de
las formaciones Tamán, Chipoco y San Andrés durante el Tithoniano. Hacia el final del
Jurásico se depositó sobre la Formación Pimienta un paquete delgado de clásticos
correspondientes a la Formación La Casita, derivado de la erosión de las zonas expuestas de
basamento.
La tectono-secuencia Margen Pasiva inicia con el depósito de calizas oolíticas y bioclásticas
del miembro inferior de la Formación Tamaulipas Inferior del Berriasiano-Valanginiano
mientras que hacia el área de Tuxpan se desarrolló un borde arrecifal representado por las
calizas de la Formación El Abra bordeado por sedimentación de talud de la Formación
Tamabra.
A finales del Cenomaniano esta plataforma sufre una exposición subaérea particularmente
prolongada y con la transgresión subsiguiente se restableció la sedimentación carbonatada
somera, más adelante debido al ascenso relativo del nivel del mar se depositaron calizas
pelágicas carbonosas de la Formación Agua Nueva del Turoniano sobre las formaciones El
Abra, Tamabra y Tamaulipas Superior, posteriormente calizas arcillosas con intercalaciones
de bentonita de la Formación San Felipe seguidas por margas, calizas arcillosas y lutitas
calcáreas de la Formación Méndez marcando el final de la tectono-secuencia Margen
Pasiva.
Activo Poza Rica - Altamira DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA
La tectono-secuencia Antefosa se caracteriza por el cambio de sedimentación
carbonatada a terrígena, estos últimos depósitos cenozoicos marinos fueron definidos
originalmente como Cuenca Tampico-Misantla por López-Ramos (1956).
El perfil batimétrico tendía a ser de tipo rampa o con zonas relativamente estrechas, en
las que los sistemas costeros pasaban a una zona de prodelta o talud en el que
predominaba el transporte por corrientes de turbidez, flujos de escombros y
deslizamientos.
Modelo de depósito Cretácico Medio (Albiano–Cenomaniano)
Activo Poza Rica - Altamira CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
El cubo sísmico Pánuco 3D fue adquirido y procesado para determinar objetivos de
profundidades mayores a 1,000 m, por lo que la imagen sísmica es de regular a mala
calidad antes de los 400 m. En términos generales, las amplitudes y reflexiones sísmicas
son de buena calidad a partir de los 500 m; sin embargo, al aplicar algunos atributos como
suavizado estructural (unificación de amplitudes), primera derivada (eliminación de ruido)
y filtrado de frecuencia (espectro de frecuencia dentro del rango de la señal sísmica), fue
posible mejorar la calidad de la imagen sísmica, con miras a realizar la interpretación de
las formaciones Agua Nueva y San Felipe, que se encuentran a menos de 400 m.
La actualización del modelo estructural en esta etapa consistió en la reinterpretación a
detalle de toda la información sísmica del bloque. Se le dio buen nivel de detalle a las
fallas en el sector cubierto por sísmica tridimensional (3D) y al seguimiento de las fallas
regionales y menores.
Sección sísmica Pánuco 3D - IL-2380
Inline 2380
SW NE
Activo Poza Rica - Altamira CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
Se interpretó con mayor certidumbre la falla regional con orientación N-S, que separa las
dos subcuencas. Esta falla es de carácter lístrico y, por lo tanto corresponde al periodo de
la segunda fase de apertura del Golfo de México (expansión del fondo oceánico). Se le
dio seguimiento a la falla y su geometría lístrica en varias líneas del proyecto y aún en el
cubo sísmico. En la siguiente figura se ilustra esa interpretación en dos líneas sísmicas.
La siguiente sección estructural muestra en detalle el modelo estructural del campo
Cacalilao, dentro del bloque Pánuco; es la más representativa de la evolución tecto-
sedimentaria del área, dado que muestra los eventos tectónicos y estratigráficos que
configuraron esta porción de la Cuenca Tampico – Misantla; dichos eventos corresponden
al estilo tectónico extensional durante gran parte del Mesozoico, el basculamiento de
algunos bloques estructurales y el periodo erosivo que siguió a la Orogenia Laramídica de
fines del Eoceno Medio representado en la parte oriental de la sección donde se aprecia
la erosión de la Formación San Felipe y parte de Agua Nueva; además, se aprecia muy
claramente en esta sección el crecimiento estratigráfico de la unidad Cretácico Tamaulipas
Inferior que se presenta al este de la falla regional.
bloques altos y bajos del basamento, depósito de primeras rocas sedimentarias, así como depósito de la formación San Andrés asociado a los altos preexistentes
Activo Poza Rica - Altamira CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
La erosión en el extremo SE del bloque Pánuco es una superficie de “despegue”, donde los
depósitos clásticos suprayacentes son sedimentos terciarios y cretácicos re-trabajados. Su
origen podría ser un colapso gravitacional, debido al desnivel estructural entre la zona de
altos del basamento de Cacalilao, isla de Los Cues-Salinas y zona marina. Este fenómeno
se observa en varias líneas sísmicas.
Se conoce la presencia de “brechas” en la zona de los pozos Loma del Pozo y Carbono,
que de alguna forma se relacionarían con cambios laterales de Ksf y Kan.
Sección estructural transversal área Cacalilao, bloque Pánuco
Activo Poza Rica - Altamira HISTORIA DE EXPLORACIÓN YDESARROLLO
El primer pozo perforado en este bloque se terminó en 1907; resultó productor de aceite
en rocas del Cretácico Superior. La producción máxima del bloque Pánuco, fue de 291,542
bpd de aceite en el año de 1924.
Los yacimientos son someros (300 a 800 m) de edad Cretácico Superior, producen aceite
pesado de 10 a 13° API; el gas contiene CO2 del 50 al 100%, la viscosidad del aceite es de
300 a 700 cp @ cy; la temperatura del yacimiento varía de 40 a 45° C; el mecanismo de
empuje es expansión roca-fluido; el área desarrollada es de 140 Km2.
Las rocas productoras son calizas arcillosas naturalmente fracturadas con espesores
impregnados que varían de 70 a 140 m. La presión es baja en estos yacimientos, la
intensidad del fracturamiento determina la productividad; actualmente, tiene una presión
de 40 a 50 Kg/cm2. El flujo es solamente por fracturas. El factor de recuperación actual es
de 10.2%; la porosidad varía de 6 a 12%, la permeabilidad de 1 a 1,000 milidarcies (mD).
De 2006 a la fecha, en esta área se han perforado 31 pozos y se han realizado cuatro re-
entradas, con los mismos objetivos. Dentro del bloque, se han perforado 1,626 pozos, de
los cuales 191 están en operación, 99 cerrados, seis pozos se han convertido a letrinas y
1,336 han sido taponados; de estos pozos taponados, 956 fueron productores, se han
perforado cuatro re-entradas; existen 75 pozos con registros geofísicos. Se cuenta con 395
localizaciones programadas a perforar.
Activo Poza Rica - Altamira HISTORIA DE EXPLORACIÓN YDESARROLLO
La ubicación correspondiente de muchos de los pozos improductivos se desconoce, pero
en relación a los pozos productores se tiene control de ellos en cuanto a su
comportamiento histórico de producción y su posición geográfica. Dentro del bloque se
han adquirido seis perfiles sísmicos verticales (VSP), en los pozos Cacalilao-660H,
Cacalilao-1140H, Pemex-1127V, Pánuco-1000H, Mex-Gulf-2A, Carbono-1B; se calibraron y
validaron tres sismogramas sintéticos de los pozos Cacalilao-1130H, Cacalilao-1139 y
Pánuco-1002H. De acuerdo con el promedio de velocidades a la superficie de Cretácico
San Felipe, éstas disminuyen de Noroeste a Sureste.
Metros
Configuración estructural cima Cretácico Agua Nueva, ubicación de pozos y de localizaciones propuestas
Activo Poza Rica - Altamira PRODUCCIÓN POR CAMPOY RESERVA
El bloque Pánuco ha producido a la fecha 703.1 MMbl de aceite; la producción actual es
de 2,385 bpd de aceite y 2.4 MMpcd de gas, con aporte de 35 a 40 porciento de agua; la
producción promedio actual es de 19 bpd (pozos viejos) y 40 bpd (pozos nuevos), la
producción inicial por pozo nuevo es de 70 bpd; con una RGA 50 m3/m3; su factor de
recuperación actual es de 10.2 porciento, la presión actual del yacimiento varía entre 40 a
50 Kg/cm2. Sistemas de producción: fluyente, bombeo mecánico, bombeo neumático y
cavidades progresivas.
Este campo produce en las calizas arcillosas naturalmente fracturadas de las formaciones
Agua Nueva y San Felipe, del Cretácico Superior.
Historia de producción bloque Pánuco
BPD MMPCDProd. Máxima 291,542 BPD
Prod. Actual 2,385 BPD
Activo Poza Rica - Altamira PRODUCCIÓN POR CAMPOY RESERVA
FECHA:01/12/2010
CACALILAO
PANUCO
SALINAS
2435000 2435000
2440000 2440000
2445000 2445000
2450000 2450000
2455000 2455000
2460000 2460000
564000
564000
570000
570000
576000
576000
582000
582000
588000
588000
594000
594000
2824
2821
2790
2507
2498
2462
2419
2357
2348
2314
2060
2047
2027
1998
1970
1959
1896
1887
1772
1761
1748
1732
1601
1524
1485
1484
1456
1415
1399
1369
1360
1337
1321
1308
1302
1236
1215
1200
1188
1102
1101
1086
1080
1075
1067
1048
1039
1039
1034
1032
1023
1016
1010
1008
BARB13
BARB44B
BARB9
CRN135
CRN155CRN161
CRN164
CRN172
CRN183
CRN211
CRN4 CRN51
CRN8
CRN81
CRN89
DELI30
EMPI337A
INGE447
INTE106
INTE125INTE1A
INTE274
INTE32
INTE50
MEXG38
PEMX1119
RICH12
SINC4
SINC51
SINC E144
SINC E173
SINC E176
SINEMP218
SINC E226
SINC E260
SINC E275
SINC E279
SINC E294
SINEMP31
SINC E321 SINC E34
SINC E65
SOTI7
TRAN100
TRAN101
TRAN118TRAN12
TRAN3
TRAN307
TRAN34
TRAN4
TRAN81
TRAN91TRAN94
Aceite.Acumulado ( Mbbl )
1000 2000 3000
FECHA:01/12/2010
CACALILAO
PANUCO
SALINAS
2430000 2430000
2436000 2436000
2442000 2442000
2448000 2448000
2454000 2454000
2460000 2460000
570000
570000
575000
575000
580000
580000
585000
585000
590000
590000
595000
595000
11214
10756
9436
7790
6894
6538
62025662
5586
5484
52254936
4789
4737
4160
4144
4031
3947
3742
3697
3601
3503
3441
3296
3134
30523033
BARB7B
CHIJ4
CRN1
CRN107
CRN11
CRN116D
CRN12
CRN13
CRN75
CRUZ3D
GONZ1C
INGE430
JRZ3C
MEXG11
SAN5
SINC12
SINC15SINC E137
SINC E23
SINC E28
SINC E293
SINC E6
TRAN128
TRAN146TRAN309
TRAN9
WELL16
Aceite.Acumulado ( Mbbl )
3 5608 11214
FECHA:01/12/2010
SALINAS
2445000 2445000
2452500 2452500
2460000 2460000
2467500 2467500
2475000 2475000
2482500 2482500
585000
585000
590000
590000
595000
595000
600000
600000
605000
605000
610000
610000
Aceite.Acumulado ( Mbbl )
5 103 200
FECHA:01/12/2010
TOPILATOPILA
2418000 2418000
2424000 2424000
2430000 2430000
2436000 2436000
2442000 2442000
2448000 2448000
585000
585000
592500
592500
600000
600000
607500
607500
615000
615000
622500
622500
Aceite.Acumulado ( Mbbl )
0 91 182
Sector Pánuco Cacalilao producciones acumuladas
Sector Pánuco Cacalilao producciones acumuladas
Sector Topila producciones acumuladasSector Salinas producciones acumuladas
Activo Poza Rica - Altamira PRODUCCIÓN POR CAMPOY RESERVA
Las reservas estimadas del bloque Pánuco, al 1 de enero de 2011, son las siguientes:
**No se considera el gas por contener un alto porcentaje de CO2
Núm Pozos Existentes
Plays Tipo
hidrocarburos Densidad
(°API)
Reservas (MMbpce)**RGA
(m3/m3)1P 2P 3P
1,626 Ksf-Kan Aceite pesado 10 - 13 8.3 49.9 49.9 40
bloque/campoÁrea desarrollada por Campo (Km2)
Volumen original (MMbl/MMMpc)
Factor de recuperación total
2P (fracción)
Producción acumulada
(MMbl/MMMpc)
Reservas remanentes 2P
(MMbl/MMMpc)Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas
Cacalilao 41.5 2681.5 8813.0 0.11 0.10 282.0 845 21.9 2.7
Pánuco 65.3 3649.4 10613.8 0.11 0.10 367.6 1065.4 25.4 6.5
Salinas 12.8 170.3 340.5 0.12 0.25 18.0 82.5 1.7 2.6
Topila 20.4 357.5 1293.4 0.10 0.12 35.6 154.7 0.8 6
Total 140.0 6858.7 21060.7 0.11 0.10 703.1 2147.6 49.8 17.8
Activo Poza Rica - Altamira INFRAESTRUCTURA Y MANEJODE HIDROCARBUROS
Actualmente, el manejo de la producción se realiza a través de 27 estaciones de
recolección; la corriente de estas instalaciones y ductos se concentra en la Planta Central
de Cacalilao, donde el crudo es sometido a un proceso de deshidratación con el fin de
alcanzar la calidad para su exportación. El agua congénita resultante de la deshidratación,
se inyecta a cuatro pozos localizados en esta área; posteriormente el crudo es enviado, a
través de un oleoducto de 12” x 48.4 Km, mediante bombeo, hacia tanques de
almacenamiento en la Refinería Madero, desde donde se envía a los buque- tanque para
su exportación. La infraestructura de producción y transporte (oleoductos, gasoductos,
acueductos, red eléctrica y caminos) la comparten los campos Pánuco, Cacalilao, Salinas y
Topila, situados dentro del bloque Pánuco.
Debido a que el aceite producido presenta una baja relación gas – aceite, no se cuenta
con infraestructura para el aprovechamiento de gas, el cual es liberado a la atmósfera.
La capacidad de infraestructura para el almacenamiento de hidrocarburos es de 119,075
bl.
Datos infraestructura de producción
Estaciones de recolección de aceite 27
Capacidad de almacenamiento 119, 075 lb
Ductos: Diam (pg) Long (Km)
Oleoductos (29) 4 - 10 161
Gasoductos (17) 4 – 10 28
Gasoductos BN (192) 2 - 6 232
Acueductos f/Opn (24) 2 - 12 64
Líneas de descarga (273) 2 -8 282
Líneas de agua de desecho (4) 4 4
Presa API 1
Planta central de deshidratación 1
Mapa instalaciones recolección Adjunto
Tabla de infraestructura de producción
Activo Poza Rica - Altamira INFRAESTRUCTURA Y MANEJODE HIDROCARBUROS
El siguiente diagrama muestra la infraestructura de producción del bloque Pánuco,
indicando el sentido de flujo de transporte del crudo:
Infraestructura bloque Pánuco
Ébano 4
Raya 5
E-112
E-114Méndez 2
E-MChijolito
Chijol-D-17
Ébano 3 E-41
E-K
274 Internacional
6 Internacional A-21E-108
E-104
Limón 5
Limón 13
Limón 12H2- Marland
4 Sinclair
V Águila
III Águila
Cacalilao 150
I Águila
5 Sinclair
II Águila
IV Águila
VI Águila
2 Calentadores
Palangana
Vega de Otates
Dominguez
MahuavesSalvasuchil
BarberenaOjital
PiedrasSan Manuel
Tanantoro
Minerva
Buenavista
Corc. 1Sabalo
Corc. 5 Águila
Corc. 2 Águila
G-MéndezChila-Salinas
E-P
Paciencia
Pánuco, Ver.
Ébano, SLP
Cacalilao, Ver.6 Sinclair
Altamira 30
Mata del Muerto
Pimienta
BLOQUE ALTAMIRA
BLOQUE ÉBANO
BLOQUE PÁNUCO
3 Sinclair
3 Sinclair
Sentido del Flujo
Activo Poza Rica - Altamira PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
Pozos tipo
En implementación del plan de perforación se puede considerar diseñar tres tipos de
pozos para alcanzar el objetivo. El diseño de los pozos, en cada caso, dependerá de la
información geológica, geofísica, petrofísica y del yacimiento disponible en el punto de
perforación.
Pozos tipo I: Este diseño corresponde a pozos ubicados en áreas en donde se tiene
conocimientos precisos de la profundidad de las formaciones y su conformación
estructural, que permiten perforar un pozo horizontal directo al objetivo, sin necesidad de
evaluar por medio de la toma de información la trayectoria de dicho pozo.
Pozos tipo II: Este diseño corresponde a pozos ubicados en áreas en donde no se tiene
conocimientos precisos de la profundidad de la formación objetivo y su conformación
estructural, por lo que se requiere perforar un agujero piloto vertical hasta alcanzar y
afinar la profundidad de la cima de dicha formación, para posteriormente, diseñar la
trayectoria horizontal del pozo.
Horizontal sin agujero piloto, toma de
información y perforación horizontal
a 900 metros desarrollados (md).
Pozo tipo l Pozo tipo lI
Horizontal incluye agujero piloto a 470 m. toma de información y perforación horizontal
a 900 md.
Pozo tipo lII
Horizontal incluye agujero piloto a 950 m.
toma de información y perforación horizontal
a 900 md.
Activo Poza Rica - Altamira PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
Pozos tipo III: Este diseño corresponde a pozos estratégicos ubicados en áreas en donde
no se tiene conocimientos precisos de la profundidad de las formaciones objetivo y de
otras mas profundas, con objetivo de investigar la posibilidad de nuevos yacimientos con
la perforación de un pozo piloto vertical.
Posteriormente, se abandona el pozo vertical y se diseña la nueva trayectoria horizontal a
la formación objetivo.
Este tipo de pozo contempla la toma de información con registros convencionales y
especiales, el corte de núcleos y pruebas de formación para la caracterización estática y
dinámica del yacimiento.
Cementación de tuberías de revestimiento TR:
Fluidos:
md = metros desarrollados
Programa de cementación de tuberías
9 5/8” 0-18 m.b.m.r. (metros bajo mesa rotaria)
7” 0-+/- 250 m.b.m.r.
Programa de fluidos
1ª. etapa 0–48 m Fluidos base agua (1.02-1.10 gr/cm3)
2ª etapa 48-250 m Fluidos base agua (1.02-1.15 gr/cm3)
3ª. etapa 250-PT m Salmuera potásica(1.02-1.06 gr/cm3) con equipo bajo
balance (1.02-1.06 gr/cm3)
4ª etapa 250-PT md Salmuera potásica(1.02-1.06 gr/cm3) con equipo bajo
balance (1.02-1.06 gr/cm3)
Activo Poza Rica - Altamira PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
Presión de yacimiento: 40 a 50 Kg/cm2 presión de fondo cerrado
Tipo de terminación: Sencilla, intervalo productor en agujero
descubierto
Estimulaciones: Tratamiento de limpieza ácido – orgánico
Sistema Artificial: Bombeo mecánico convencional y cavidades progresivas.
Producción esperada: 70 bpd por pozo.
Activo Poza Rica-Altamira
Junio 2011
Bloque
PánucoR E S U M E N E J E C U T I V O