Areas Contractuales PEMEX 2.pdf

8/10/2019 Areas Contractuales PEMEX 2.pdf

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AIATG BLOCKS – Quick Value Assessment 1

Tercera Ronda de Licitaciones en PEP Contratos Integrales de Exploración y ProducciónAceite Terciario del Golfo

Subdirección de Producción Región Norte

Taller de Contratos Integrales de Exploración y ProducciónIng. Antonio Narvaez Ramírez

Subdirector Región Norte22 de Enero 2013, Ciudad de México



2

Aviso

De conformidad con el numeral 7 de las Bases de la licitación públicainternacional abierta número 18575008-550-12, la información verbal o escritaintercambiada o entregada entre los participantes de un taller no generaráderecho alguno a los licitantes, ni obligación alguna a PEP frente a los licitanteso frente a terceros, por lo que PEP no será responsable por deficiencias,inexactitudes o faltantes en la información que presente en los talleres. Estostalleres no estarán sujetos a un protocolo, por lo que la información generadano constituye una oferta para presentar una propuesta o para otorgar cualquiercontrato, para adquirir cualquier compromiso o servicio referido en estedocumento, ni implica asumir ninguna clase de obligación por parte de PEP.Los interesados podrán obtener asesoría independiente para la evaluación yrevisión que juzguen convenientes, a través de sus propios expertos en

materia impositiva, contable, financiera, comercial y/o cualquier regulaciónexistente.



3

Características Generales- Generalidades

- Geología

- Resultados 2012

- Pozos no convencionales- Potencial adicional del Mesozoico

Bloques considerados en la licitación

Reservas, Producción, Recursos Prospectivos,

Infraestructura, Información Disponible

Contenido



4

Norte del estado de Veracruz y oriente del estadode Puebla, en la planicie costera del Golfo.

Descubrimiento: 1926

Inicio de explotación: 1952

Cuenca: Tampico – Misantla

Formación: Chicontepec

Modelo geológico: Abanicos submarinos

Tipo de trampa: Estratigráfica

Superficie: 4,243 km2

Pozos perforados: 3,841

Pozos operando: 2,641

Pozos cerrados: 1,200

Máximo histórico08 – Nov - 2012

77,288 bpd15 Municipios12 en Estado de Veracruz

3 en Estado de Puebla

Localización

Antecedentes

R e s e r v a s ( M M b p c e )

Solo hemos recuperado el 0.4 % del volumen original

1P

743

2P

6,489

3P

17,037

Volumen Original

81,493 MMbls

Factor deRecuperación*

0.4 % (369.8 Np)

Np Cartera(2012-2059)

4,025 mmb

Factor deRecuperación

8 %* actual



5

Contenido


- Geología

- Resultados 2012







6

Empieza a producir a principios del siglo 20

En los 20’s la faja de oro producía cerca del 25%de la producción mundial de petróleo

Producción acumulada a la fecha de 5.3 milmillones de barriles de aceite y 6.710 TCF de gas

Tres subprovincias productoras: Faja de Oro(terrestre y costa fuera, Antefosa de Chicontepec

y la cuenca (Tamabra alineamiento y camposJurásico Superior)

Las Rocas Generadoras principales pertenecesal Jurásico Superior

Profundidad promedio de la cuenca es de 2 a 5kilómetros (6500 a 16,400 pies)

Gradiente geotérmico de 24 a 35 °C por kilómetro

Poza Rica

México DF

FAJA DE OROTERRESTRE

OTROS CAMPOS(Poza Rica)

SAN ANDRÉSJURÁSICO

AMATITLÁN

POZA RICA

FAJA DE OROMARINA

AGUA FRÍA

Poza Rica

T

ampico Tampico

Poza Rica

Las Generalidades de la CuencaTampico - Misantla son…



7

Existen 7 principales elementos tectónicospresentes en la cuenca Tampico – Misantla sur

Columna Geológica.Principales elementos tectónicos.



8

La evolución Tectónica-Sedimentaria que daorigen al Paleocanal de Chicontepec

Rift de apertura del Golfo de MéxicoTriásico- Jurásico

Relleno sedimentario durante elJurásico de las fosas

Por efectos de esta orogenia, concluyó la sedimentación del margen pasivo, plegando y fallando las formaciones mesozoicas y del Terciario Inferior, formando la Sierra

Madre Oriental, dando origen a la Antefosa de Chicontepec y al depósito de grandes volúmenes de sedimentos arcillo-arenosos turbiditicos formando abanicos

submarinos; o bien, un conjunto de lóbulos sobrepuestos, correspondientes a la formación Chicontepec

Depósitos progradantes delOligoceno

Fosas

Pilares

Plataformas Carbonatadas y crecimientos arrecifalesDurante el Cretacico

1 2 3

4 5

6

Efectos de la orogenia Laramidefinales del Cretacico Sup-Paleoceno

Depósitos clásticos en aguas profundasPaleoceno - Eoceno



9

Existe un marco Geológico Conceptual en el cual existe lapresencia de diversas formaciones en las diferentes Eras



10

Frente TectFrente Tectóóniconico

Faja de OroFaja de Oro

Linea de Costa

E W

Basamento

K1-K2K3

Syn-rift

J3

P al e o c e no

Paleocanal

Chicontepec

Transecto Regional

M i o c e n o

Mioceno

E o c e n o O l i g o c e n o

P l i o c e n o

Frente Tectónico

Faja de Oro

Línea Costera“Proyecto Aceite

Terciario del Golfo”“Chicontepec”

Frente TectFrente Tectóóniconico

Faja de OroFaja de Oro

Linea de Costa

W

Basamento

K1-K2K3

Syn-rift

J3

P al e o c e no

PaleocanalChicontepec

Transecto Regional

M i o c e n o

Mioceno

E o c e n o O l i g o c e n o

P l i o c e n

Tampico

TuxpanTampico

Misantla

Mtz. De la Torre

Tantoyuca

Tuxpan

Poza Rica

Ubicación del Paleocanal de Chicontepec dentrodel Marco Tectónico Estratigráfico

Yacimientos con Baja Porosidad y

permeabilidad.

Profundidad de Yacimientos: 900

a 2,800 m

Trampas : Estratigráficas

Gravedad Aceite: De 10 a 45 °API



11

El modelo sedimentario Chicontepec muestra laevolución de los depósitos dentro de la Cuenca

Cuenca

Abanico Proximal

(Oeste)

Abanico Distal (Este)

Dirección de depósito

Modelos Sedimentarios

• Regionalmente Sistema de abanicossubmarinos

Cuerpos arenosos convariaciones laterales yverticales

Areniscas de bajapermeabilidad

Serie de eventos Erosión-

deposito (discordancias)



12

Un ejemplo típico del modelo Sedimentario yElectrofacies en un área del Paleocanal

12



13

Zona deBatimetría

Baja

Zona deTalud

Zona de BatimetríaProfunda (Turbidez)

Zona de

Talud

Zona deBatimetría

Baja

Núcleos con arenisca porosa,fracturas verticales y rastrosde hidrocarburos, alteraciónpor oxidación, presencia derestos vegetales.

Intercalación de capasdelgadas de arenisca –lutitas, bioturbada, (flujos

turbiditicos)

Se ha venido trabajando en la construcción del modelosedimentario mediante atributos sísmicos y datos de núcleo



14

Uno de los grandes retos es la complejidad en ladistribución de los cuerpos de arenas



15

Con el apoyo de tecnología se ha podido definir las trampasestratigráficas principales en el Paleocanal de Chicontepec



16

La constitución interna de las areniscas estacompuesta por estos minerales

Tablón-1D, 1494.00 m

Cementación por Calcita Composición de las Areniscas

Roca tipo 1 - pozo Escobal 103D - 839.36 m

Al Norte Mayor Cantidad Frag. Volcánicos

Al Centro Mayor Cantidad Frag. de CalizaAl Sur Mayor Cantidad de Cuarzo

•Grano de cuarzo (35%- 40%)•Grano carbonatado (40%- 60%)

Tipo de minerales arcillosos:•Clorita, illita, smectita ycaolinita•2% - 7% arcilla dispersa

Litarenita

Cuarzo

LíticosFeldespatos



17

Composición mineralógica de arenas ydistribución de minerales arcillosos

Componentes principales (DRX, % de mineral individual) Minerales de arcilla (DRX, % de mineral individual)



18

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30

P e r m e a b i l i d a d ( M D )

Porosidad (%)

Agua Fria

Furbero

PMA

Remolino

Tajin

Coapechaca

Corralillo

Escobal

Coyotes

Humapa

Soledad

La calidad de la roca en el Paleocanal es diversa



19

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 10 20 30

P e r m

e a b i l i d a d ( M D )

Porosidad (%)

Agua Fria

Furbero

PMA

Remolino

Tajin

Coapechaca

Corralillo

Escobal

Coyotes

Humapa

Soledad

Yacimientocompacto

Cardium

0.01

0.1

1

10

100

P e r m

e a b i l i d a d ( M d )

1,000

10,000

0 5 10 15 20 25 30

Porosidad (%)

EnvolventeArenas

Envolvente

Conglomerados

Chicontepec

0 2 4 6 8 10 12 14 160.01

0.1

1

10

100

Porosidad (%)

P e r m e a b i l i d a d ( M d )

Bakken

Al comparar Chicontepec con otros proyectosexitosos en el mundo es viable el desarrollo



20

HUM-4004

CYA-1329

CYA-1019

AF-24

AF-333

AF-647

AF-705

AF-757

AF-84

AF-880

COA-851

COR-607

AF-344

FUR-1272FUR-1174

FUR-1228

FUR-1555

624000 632000 640000 648000 656000 664000 672000

624000 632000 640000 648000 656000 664000 672000

X, [m]

2 2 4 8 0 0 0

2 2 5

6 0 0 0

2 2 6 4 0 0 0

2 2 7 2

0 0 0

2 2 8 0 0 0 0

620000 624000 628000 632000 636000 640000 644000 648000 652000 656000 660000 664000 668000 672000 676000

620000 624000 628000 632000 636000 640000 644000 648000 652000 656000 660000 664000 668000 672000 676000

2 2 4 8 0 0 0

2 2 5 2 0 0 0

2 2 5 6

0 0 0

2 2 6 0 0 0 0

2 2 6 4 0 0 0

2 2 6 8 0 0 0

2 2 7 2 0

0 0

2 2 7 6 0 0 0

2 2 8 0 0 0 0

2 2 8 4 0 0 0

0 2 50 0 5 00 0 7 50 0 1 00 00 12 50 0m

1:250000

-1800

-1600

-1400

-1200

-1000

-800

Depth

-1000

-800

Depth

Maximum Horizontal Stress from Image Logs

2263000

2263100

2263200

2263300

2263400

2263500

2263600

2263700

651550

651650

651750

651850

651950

652050

652150

652250

X (m UTM)

Y ( m U

T M ) TAJ-61TAJ-62

MicrosísmicaMedida de esfuerzo con datos de registros OBMI

La escala de colorindica el tiempo de

aparición del eventoen cada fractura

individual

Se tiene conocimiento de la orientación Regional de Esfuerzos Tectónicosque apoyan el diseño de perforación y terminación de los pozos



21

22% OM

34% OM

Tamp-Mis BasinUpper Jurassic

Source RocksOriginal OM10-18% by Volume

Js Pimienta

Js Tamán

Js Santiago

JURA

SICO

SUPERIOR

TITHONIANO

KIMMER

OXFORDIANO

GR NEUT

2600

2650

2700

2750

2800

2850

2900

2950

3000

3050

Pimienta

Tamán

Santiago

0 1 2 3 4 5 6

COT(%R)

S2(mgHC/gR)IH(mgH/gCOT)x100

Tmax(°Cx100)Espesor (mx100)

COT (%R)

S2(mgHC/gR)

IH(mgH/gCOT)x100Tmax(°Cx100)

Espesor (mx100)

COT (%R)

S2(mgHC/gR)IH(mgH/gCOT)x100

Tmax(°Cx100)

Espesor (mx100)

TUXPAN

TECOLUTLA

C. DE TEAYO

ALAMO

MECAPALAPA

VILLA

L. CARDENAS

ENTABLADERO

COYUTLA

COXQUIHUI

GUADALUPE

EL REMOLINO

A.DULCE

P.DE VALENCIA

ESPINAL

TENAMPULCO

PUEBLILLO

P. DELCORREO

P. DELPROGRESO

E. ZAPATA A.CAMACHO

JICOTEPEC

METLALTOYUCATIHUATLAN

CAZONES

PAPANTLA

POZA RICA

G. ZAMORA

M. DE LA TORRE

ALAMO

AGUAFRIA

PAPANTLA

N

Cocinas de Petróleo

Características Geoquímicas

Existen las condiciones y evidencias de generación dehidrocarburos en sus objetivos Terciarios y Mesozoicos



22

Cima de la ventana de generación de aceite con %Ro 0.6 to 0.65

Principal ventana de generación de aceite con %Ro 0.65 to 0.9

Base de la ventana de generación de aceite con %Ro of 0.9 to 1.35

Ventana de Gas con %Ro 1.35 to 2

Ventana de Gas Seco con %Ro of 2 to 4

El Jurásico Superior se encuentra en la ventana de petróleo al tiempo actual

Gráfica de Van

Krevelen

definiendo el

kerógeno

I,II para el Jurásico

Superior

I

II

III

Algunos ejemplos de las evidencias de lascondiciones de generación del aceite



23

Existe una distribución del contenido orgánico quegenera el aceite en el Paleocanal de Chicontepec

Distribución del contenido orgánico COTdel Tithoniano (fm. Pimienta) Madurez (%Ro) para el Tithoniano

Los datos de laboratorio obtenidos por la técnica de pirolisis (Rock-eval) practicada a muestras de núcleo y canal en los

pozos exploratorios, reflejan la riqueza orgánica de la columna sedimentaria, destacando los valores altos del Jurásico

Superior, por lo que se define, como el principal subsistema generador responsable de aportar los hidrocarburos a los Plays

conocidos de la Cuenca Tampico-Misantla.



24

Existen rutas de migración para el llenado de las rocas tantoen la parte convencional como no convencional de la cuenca



25

GRADOS API°

10°- 45° API45

Asimismo se tiene identificado las calidadesdel aceite dentro del Paleocanal

10



26

Aceite Convencional

Aceite No Convencional

YacimientoNo Convencional

Shengli

ChicontepecCantarell

Tight Oil Baja Permeabilidad

Aceite que fluyecon mínimaintervención

Aceite degradadorequiere intervenciónpara producir ymejorar. Ejemplos:pesado y bitumen(minas y en sitio)

Aceite no maduro odegradado en rocasde baja calidad.Ejemplo: Oil Shales

Aceite que fluye sila permeabilidad esmejorada.

Ligero (>31º API)

Mediano (˜22-31º API)

22º API

Baja PorosidadBaja Permeabilidad

Alta Porosidad Alta Permeabilidad

Pesado

10º API

Bitumen (<10º API)

Aceite no maduro

Wertz

Bakken

Sprawberr y

Priobskoye

East Wilmintong

Cardium

Sirte

YacimientoConvencional

Chicontepec es un nuevo tipo de yacimiento NoConvencional, Ph. D. Farzam Javadpour, UT Austin Texas



27

lPermian USA

North Sea Chalk

Golfo de MéxicoClasticos del Mar del NorteDelta Niger

Cantarel

Chicontepec

MUY DURAPOTENCIAL

CRECIMIENTO

POTENCIALCRECIMIENTO

SUAVEPOTENCIAL

CRECIMIENTO

San Joaquin, Ca. USATalud del Mar del Norte

Calidad de la Roca

C a l i d

a d d e l F l u i d o

Clasificación de Yacimientos según AAPG



28

Cantarell ChicontepecReserva (2P): 4,135 MMbpce 6,643 MMbpcePorosidad: 10 - 15% 8 - 12%

Permeabilidad: 5,000 – 10,000 md 0.1 - 5 md

Presión: 115 a 140 Kg/cm2 80 - 360 Kg/cm2

Productividad por pozo: 5,000 a 15,000 bpd 0 - 100 bpd

Cantarell vs Chicontepec, lo mejor de lo Convencionalcontra lo No Convencional

Chicontepec tiene:Limitada Interconexión vertical y lateral

Baja permeabilidad de roca

Baja presión del yacimiento

Chicontepec es altamente heterogéneo y requiere

de soluciones tecnológicas a las condiciones

específicas de cada campo



29

Contenido


- Geología

- Resultados 2012







30

0

200

400

600

800

0

20

40

60

80

100

1952 1962 1972 1982 1992 2002 2012

Wells Oil production (Tbopd)

El contraste histórico entre el periodo anterior y posterior al 2002 es dramático

Esto se debe al énfasis en la aplicación de nuevas tecnologías tales como:

• Terminación de pozos – terminación de fracturamiento mejorado

• Métodos de bombeo de pozos como bombas con varillas, PCP’s y ESP’s

• Mejoras en superficie del manejo de la producción

Hubo un énfasis mucho mayor en la observación y monitoreo de pozos activos lo que permitió:

• Un enorme incremento en el numero de pozos productores

• Disminución de pozos improductivos

• Disminución de tiempos muertos

2011 fue un año con una producción record de 65,000 bopd siendo producidos al finalizar el año

Reactivación de perforación ydesarrollo del proyecto

P o r c e n t a j e d e p r o d u c c i ó n a n u a l

( M i l e s d e b a r r i l e s p o r d í a )

P o z o s t e r m

i n a d o s5

2002-2012

1

1952-1970

2

1971-1982

3

1983-1991

4

1992-2001

Historia de Producción



31

El aprendizaje nos ha permitido hacer mas conmenos y este año realizaremos 15,241 actividades

Reservas 3P (Mmbpce)

39 %

Chicontepec PEP - Resto

Pozos Operando

26 %SAE operando

39 %Pozos perforados

54%Fracturas

88%

25,98561%

17,03739% 6,992

74%

2,45326%

1,95761%

1,23439%

40246%

48054%

Reparación de pozos

52%19612%

1,50088%

1,40042%

1,53752%

Rol en PEP

5,322 MM$ 10,623 MM$ 22,785 MM$ 30,048 MM$ 26,490 MM$

146 pozos 237 pozos 426 pozos 744 pozos 513 pozos

28,045 MM$

628 pozos

ProducciónMbpd

InversiónPozos

75.3



32

Contenido


- Geología

- Resultados 2012







33

Actividad 2011 2012

Perforación 466 661

Terminación 513 584

Reparaciones Mayores 276 382

Refracturamientos 184 104

Conversión a bombeo convarillas

491 732

Conversión a inyección degas 52 89

Reacondicionamiento debombeo con varillas

302 521

Reacondicionamiento ainyección de gas

72 77

Estimulaciones 56 146

Limpiezas 575 1,039 Optimización de Pozos 2,272 7,016

Instalación de VálvulasMotoras

1,105

Inducción Mecánica 3,213

TOTAL 7,553 15,669

Aplicación de nuevas tecnologías (pruebas

piloto)

Incremento de perforación de nuevos pozos:

- No-Convencionales

- Desviados

- Horizontales- Intermedios

Incrementar reparaciones mayores y actividades

de refractuamiento, terminaciones múltiples e

incrementar la optimización de pozos.

Nivel de Actividad y Recomendaciones



34

Total por Campo, 2012 Promedio de Pozos por campo, 2012

( b p d

)

( b p d )

Campo Antes (bpd) Despues (bpd) Incremental (bpd) Porcentaje

PA 140 493 353 352%

Humapa 217 561 344 259%

Remolino 73 401 328 549%

Furbero 108 409 301 379%

Soledad 79 228 149 289%

Corralillo 164 282 118 172%

Tajin 82 105 23 128%

Otros 96 153 57 159%

Campo Antes (bpd) Despues (bpd) Incremental (bpd) Porcentaje

PA 16 44 28 275%

Humapa 16 43 27 269%

Remolino 16 51 35 319%

Furbero 17 46 29 271%

Soledad 12 39 27 325%

Corralillo 32 73 41 228%

Tajin 13 39 26 300%Otros 18 45 27 250%

Uno de los elementos que nos dio resultados ha sido laaplicación de nuevas tecnologías para fracturar los pozos

L N C i l t l 11% d l



35

Los pozos No Convencionales aportan el 11% de laproducción con 23 pozos nuevos

Ubicación definida en base a atributosTrayectoria de máximo contactoTerminación multifracturasSAP robusto

Resultados pozos No Convencionales

Pozo Qoi (Bls) QoActual(Bls)

Np 90días Np

Tiempoop’n Costo VPN/VPI PR

(Bls) (Bls) (días) (MM$) ($/$) (meses)

Corralillo 629 1,100 704 104,130 510,620 565 52 15.3 2

Coyotes 423 D 400 98 19,738 69,493 457 78 0.6 14

Presidente Aleman 1565 3,445 405 141,921 338,630 391 108 5.0 2

Remolino 1631 1,334 249 80,040 156,167 327 52 5.2 2

Remolino 1648 1,248 133 67,402 117,698 320 108 1.1 6

Remolino 1608 1,063 111 47,575 75,911 257 52 1.9 4

Remolino 1606 2,518 128 66,073 90,417 241 52 2.4 2

Escobal 197 3,000 857 132,347 258,568 205 134 3.6 3

Escobal 195 1,080 1,303 107,425 234,616 190 154 3.8 5

Remolino 1366 988 342 55,288 89,680 187 35 6.8 2



Presidente Aleman 3365 775 99 22,332 22,791 95 52 0.8 12

Tajin 195 800 600 49,012 56,505 105 52 4.1 3

Presidente Aleman 3692 1,234 228 35,685 76 52

Presidente Aleman 1526 723 278 22,333 63 108

Corralillo 785 1,999 1,145 81,072 62 108

Coyotes 276 D 319 276 12,231 75 78


Coyotes 168 D 70 39 1,848 56 50


Presidente Aleman 1758 246 146 12,831 49 108

Total 27,040 8,294 942,469 2,368,012 1,547

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1 6 - j u n

1 6 - j u

l

1 6 - a g o

1 6 - s e p

1 6 - o c t

1 6 - n o v

1 6 - d

i c

1 6 - e n e

1 6 - f e

b

1

6 - m a r

1 6 - a

b r

1

6 - m a y

1 6 - j u n

1 6 - j u

l

1 6 - a g o

1 6 - s e p

1 6 - o c t

1 6 - n o v

1 6 - d

i c

P r o d u c c i ó n (

b p d )

Furbero 3428 Presidente Alemán 1758

Presidente Alemán 3612 Coyotes 168D

Presidente Al emán 3697 Presi dente Alemán 3692

Presidente Alemán 1526 Coyotes 276D

Corralillo 785 Tajín 195

Presidente Al emán 3365 Presi dente Alemán 1505

Presidente Alemán 3367 Remolino 1366

Escobal 195 Escobal 197

Remolino 1606 Remolino 1608

Remolino 1648 Remolino 1631

Presidente Alemán 1565 Coyotes 423

Corralillo 629



C P id t Al á 1565 6 f t 822 t



37

Caso Presidente Alemán-1565, 6 fracturas, 822 mts.Horizontales, 4,200 bpd

Cabezal10 3/4”

TR 16”

Chapopote

Guayabal @1094 mts

Cima de Arenas@2162 mts

@ 650 mts

Palma Real Inf.

(Aflora)

B.L. 4 ½” 2103 m 31°

TVD: 2090 m

TR 10 3/4

Seccion Horizontal: 822 mAng. Horizontal 86.91 Grados

V sec: 1152 m

FPR 20 Cima@2307 mts

FPR 20 Base@2440 mts

M

V

Liner 4 ½”3266 m (2421 mv)

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000350,000

400,000

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,0003,500

4,000

0

7 - d i c

0 7

- e n e

0

7 - f e b

0 7

- m a r

0 7 - a b r

0 7

- m a y

0

7 - j u n

0 7 - j u l

0 7

- a g o

0 7 - s e p

0

7 - o c t

0 7 - n o v

0

7 - d i c

P r o d u c c i ó n ( B l s )

Producción (Bpd) Acumulada (bls)

N P ( B a r r i l e s )3,445

405

Producción pozo Presidente Alemán 1565(391 Días)





39

Etapa 2

Etapa 1

Etapa Cima Base NETPAY GR RT EPOR_C SWE_TC VSHL_C KB_C RQI 2 2930 3080 29.4 35.139 57.608 0.073 0.206 0.336 2.177 0.136

1 3080 3230 50.1 36.017 99.614 0.076 0.135 0.35 2.854 0.172

Identificación y selección de intervalos PA-1565



40

Caso Coyotes 423D, 5 fracturas, 943 mts horizontales

Primer pozo perforado con un desplazamiento horizontal de943 metros.

5 fracturas hidráulicas ubicadas a 150 metro entres ellas.

33,446 sacos de arena.

Altura de la fractura 211 metros y longitud de 228 metros.

Área de contacto total 240,540 metros cuadrados.Monitoreo de las fracturas con microsísmica.

El pozo Coyotes 423 actualmente aporta 132 bpd de aceite,superior a la producción de los pozos existentes (20 bpd).

Esta operación representa el trabajo defracturamiento más grande realizado en el Paleocanal

de Chicontepec.

RESULTADOS DE

GeométricosUnidade

s

Etap

1

Longitud total (m) 210

Xf (m) 105

Altura (H) (m) 240

Network (m) 110

Dirección N29

Arena Otawa20/40

(sks) 6100

Fluido Fractura (bls) 4583

RESULTADOS DE FR

GeométricosUnidade

s

Etapa

1Longitud total (m) 210

Xf (m) 105

Altura (H) (m) 240

Network (m) 110

Dirección N29E

Arena Otawa

20/40(sks) 6100

Fluido Fractura (bls) 4583

Resultadosde Fracturas

Geométricos Unidades Etapa

1

Etapa

2

Longitud Total (m) 210 350

Xf (m) 105 175

Altura (H) (m) 240 210

Network (m) 110 85

Dirección N29E N34E

Arena Ottawa 20/40 (Sacos) 6100 6801

Fluido de Fractura (bbls) 4583 4690

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Producción (Bpd) Acumulada (bls)

P r o d u c c i ó n ( B p d )

N P

( B a r r i l e s )

400

98

Producción pozo Coyotes 423D(457 Días)



41

Terminación Pozo Corralillo 785

41

Fecha

No.Fractura

s

FluidoAgua

Apuntalante ÁcidoHCL

10-oct 1

43,121 bls 40,104sacos

30 m3 11-oct 7

12-oct 7

Diseño de Fractura

0

25,000

50,000

75,000

100,000

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3 1 - o c t

0 5 - n o v

1 0 - n o v

1 5 - n o v

2 0 - n o v

2 5 - n o v

3 0 - n o v

0 5 - d i c

1 0 - d i c

1 5 - d i c

2 0 - d i c

2 5 - d i c

3 0 - d i c

P r o d u c c i ó n A c u m u l a d a ( B l s )

P r o d u c c i ó n ( b p d )

Qo (bpd) Np (bls)

2,000

1,147

Producción pozo Corralillo 785

(62 Días)



42

Terminaciones

simultaneas Zipper Frac

100 m

100 m

Resultados del proyecto “Hectárea Fracturada”

El concepto de Hectárea Fracturada



43

El concepto de Hectárea Fracturaday su impacto en Bakken

Perforar 24 pozos

Horizontales

20 fracturas por pozo

480 fracturas por

milla cuadrada

Continental Resourcestiene programado

alcanzar los 1,000,000bpd en el 2015

(200 equipos de perforación)

Producción Equipos Perforación

350,000 bpd 173

Hectárea Fracturada

Consiste

Planeación de la trayectoria de los pozos



44

Planeación de la Perforación.

Diseñar y ejecutar dos pozos en 3D, que logren conectar el yacimiento en la mejorzona productora

Planeación de la trayectoria de los pozosen la perforación

44

Resultado final terminaciones Simultáneas con Zipper Frac



45

Resultado final terminaciones Simultáneas con Zipper Frac,único a nivel mundial, 32 fracturas 4,080 bpd

3,072 m

3,072 m

Zipper Frac Escobal 197

Escobal 195

32 fracturas

T e c n o l o g í a N o C o n v e n c i o n a l

Se realizaron 32 fracturas: 16en el Escobal 197 y 16 en elEscobal 195.

Ejecución en tiempo record,requiriendo solo 4 días.

Producción (4,080 bls):Escobal 197: incorporado a

producción 11 junio con Qo 3,000bls

Escobal 195: Incorporado aproducción 25 de junio con Qo1,080 bls.

Estado final y Resultados

Producción actual 2,160 bpd



46

Escobal 195

Escobal 197

0

50,000

100,000

150,000

200,000

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

0 5 / 0 6 / 2 0 1 2

2 0 / 0 6 / 2 0 1 2

0 5 / 0 7 / 2 0 1 2

2 0 / 0 7 / 2 0 1 2

0 4 / 0 8 / 2 0 1 2

1 9 / 0 8 / 2 0 1 2

0 3 / 0 9 / 2 0 1 2

1 8 / 0 9 / 2 0 1 2

0 3 / 1 0 / 2 0 1 2

1 8 / 1 0 / 2 0 1 2

0 2 / 1 1 / 2 0 1 2

1 7 / 1 1 / 2 0 1 2

P

r o d u c c i o n A c u m u l a d a ( B l s )

G a s t o d e A c e i t e ( b p d )

P r e s i o n e n C a b e z a l ( p s i )

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

0 4 / 0 6 / 1 2

1 9 / 0 6 / 1 2

0 4 / 0 7 / 1 2

1 9 / 0 7 / 1 2

0 3 / 0 8 / 1 2

1 8 / 0 8 / 1 2

0 2 / 0 9 / 1 2

1 7 / 0 9 / 1 2

0 2 / 1 0 / 1 2

1 7 / 1 0 / 1 2

0 1 / 1 1 / 1 2

1 6 / 1 1 / 1 2

P r o d u c c i o n A c u m u l a d a ( B l s )

G a s t o d e A c e i t e ( b p d )

P r e s i o

n d e C a b e z a l ( p s i )

Qo máx.: 4,886bpd30/64 plg, 970 psi

Qo: 1,300 bpd24/64 plg, 1051

psi

Np: 223,619 blsTP: 178 días

Qo máx.: 3,196bpd30/64 plg, 750 psi

Qo: 1,300 bpd24/64 plg, 1051 psi

Np: 196,709 blsTP: 178 días

Hectárea Fracturada | Escobal 195 y 197

Lo Convencional vs No Convencional



47

Lo Convencional vs. No Convencional,resultados diferentes con técnicas diferentes

IPR Acumulado de Producción

Análisis Económico

Esc 298

Hectárea

Fracturada

IndicadorHectárea

FracturadaConvencio

nalUnidad Esc-195 Esc-197

VPN 532 48 MM$ 521 435VPI 242 26 MM$ 138 120

VPN/VPI 3.8 3.6



Como potencial adicional se visualiza una gran oportunidad



49

Pimienta Fm.

La Casita Fm.

Tithoniano(Pimienta)

Oxfordiano(Santiago)

Tamán Fm.

Chipoco Fm.

San Andrés Fm.

San Pedro Fm. KIMMERIDGIANO(Tamán)

I, II (R)III (F)

I (R)II

(A)

I (F)II (R)

Medio Ambiente con poca energíaRico en organismos

Hundimiento Térmico

Transgresión Marina

Kerogeno Tipo I, II, III orIV

(A) Abundante(R) Normal(F) Pobre

Como potencial adicional se visualiza una gran oportunidaden los sedimentos generadores del Jurásico Superior

Condiciones de depósito:

Adicionalmente existe un potencial de desarrollo en rocas de lai d d ló i (C tá i M di ) hi tó i t á



50

misma edad geológica (Cretácico Medio), históricamente áreasproductoras de los campos Poza Rica y Faja de Oro

1 1 1 1

Santa Águeda 3DPoza Rica 3D

Residuos de calcio fluyen en corrientes al borde delarrecife El Abra de la plataforma de Tuxpan (Faja de

Oro)Depósitos en abanico en la base de la pendiente,facies distal (representan) oportunidades

Trampas: Combinadas, estratigráficas yestructurales.

Campo Poza Rica

L. S í smica 2D

Faja de Oro

19098 Papantla 2D

Faja de OroCampo Poza Rica

AA’

B´B

Se muestra la conformación estructural de las



51Proyecto Aceite Terciario del Golfo

1

1

2

3

4

2

3

4

Se muestra la conformación estructural de lasrocas del Mesozoico

La evidencia del potencial en yacimientos noconvencionales del Mesozoico son los pozos productores



52

convencionales del Mesozoico, son los pozos productoresque se muestran a continuación

Pozos productores en yacimientos no



53

Pozo Formación Qoi (BPD)

Guadalupe-2 Méndez 1,459

Amatitlán-2 San Felipe 372

Amatitlán-1 Tamps. Sup. 138

Campana-1 Tamps. Sup. 63

Coyotes-3 Tamps. Sup. 223

Marques-1 Tamps. Sup. 88

Palo Blanco-105 Tamán 126

Pozos productores en yacimientos noconvencionales del Mesozoico

Pozo Formación Qoi (BPD)

Furbero-1005 Tamps. Sup. 77

Furbero-1285 Otates 106

Amatitlán-3 Tamps. Inf. 127

Zapotalillo-2 Tamps. Inf. 1,849

Furbero-106 Pimienta 82

Papatlarillo-102 Tamán 195

Guadalupe-1 Tamán 2,126



54

Contenido

Características Generales

- Generalidades

- Geología

- Resultados 2012







55

Ubicación de Áreas Contractuales

Del total del ATG, los 6 bloques en términos de reserva 3P



56

743 106 14%

6,489 1,461 23%

17,037 3,195 19%

ProducciónAceite (bd)

Gas (MMpcd)

Pozos

Total de pozos(num)

En operación

Cerrados

En programa parataponamiento

Taponados

TotalATG

6 Bloques % departicipación

Reservas

1P MMbpce

2P MMbpce

3P MMbpce

74,841 5,910 8%

153.1 13.3 9%

4,162 7562

2,640 2951,297 376

23 0

202 85

Del total del ATG, los 6 bloques en términos de reserva 3Prepresenta el 19 % y en producción actual de aceite el 8 %

El potencial que se visualiza en la propuesta de



57

p q p plos 6 bloques bajo el esquema CIEP es atractivo

Actualmente los bloques en el ATG cuentan con



58

qestudios sísmicos 3D

Bloque Cubos Sísmicos

Pitepec Amatitlán

Amatitlán Amatitlán y Cohuca

Soledad Amatitlán, Tres Hermanosy Cohuca

Miquetla Miquetla-Miahuapan yCohuca

Humapa Cohuca y Miquetla-Miahuapan

Miahuapan Miquetla-Miahuapan,

Cohuca y Furbero

PEMEX espera que con la complementación de esfuerzos en eldesarrollo de ATG con operadores mediante el esquema CIEP se



59

desarrollo de ATG con operadores mediante el esquema CIEP, seacelerará el desarrollo del Proyecto

Mbd

Metas Físicas Caso Base (núm) 2014 2015 2016 2017 2018 2014-2018 2019-2054 TotalMacroperas 176 215 202 228 239 1,060 5,077 6,137

Pozos Productores C / NC * 153/152 816 839 1,022 1,171 4,153 25,103 29,256

Sistemas Artificiales 305 816 839 1,022 1,171 4,153 25,103 29,256

Intervenciones Mayores 356 280 445 445 462 1,988 29,886 31,874

Instalaciones de producción 44 23 14 4 11 96 241 337

*C / NC: Convencional / No Convencional

CIEP

Activo

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

2026202220182014 2054205020462042203820342030

Activo

Soledad

Miquetla

Miahuapan

Humapa

Pitepec

Amatitlan

Amatitlán

PitepecHumapaMiahuapanMiquetlaSoledad

Bloques CIEP



60

Bloque

Pitepec

Características de los bloques



61

Pitepec Área 230 Km2 Numero de Pozos(dentro del área)

22 pozos

Fecha dedescubrimiento 1943Tipo de Hidrocarburo 32 a 40°API

Campos Aragón, Ahuatepec, Coyotes,Pastoría , Sitio y Tlacolula

AÑOS

Ultima Producción(30/06/2012)

Aceite: 61 BpdGas: 40.59 Mscfpd

Reservas1° Enero, 2012

1P = 10.7 Mmbpce

2P = 399.1 Mmbpce

3P = 1,047.5 Mmbpce

Producción Acumulada(Terciario)

Aceite: 822.80 MblsGas: 583.005 Mmscf

Recursos prospectivos(Mesozoico)

251.9 Mmbpce

Campo

Aragón

Pastoría

Tlacolula

Yacimiento

Terciario

Dato Relevantes: A 3.7 kilómetros al Este del Bloque se encuentra elpozo Horizontal No Convencional Coyotes-423D conlos siguientes resultados:

Fecha de Terminación: 2-Oct-20115 Fracturas y 943 metros horizontalesQoi=400bls Qactual=98bpd

Np90 días=19,378 bls Npactual= 69,493 bls

Mediante estudios existentes y la correlación de pozos seobserva la presencia de formaciones productoras en el



62

observa la presencia de formaciones productoras en elmesozoico dentro del bloque Pitepec

En la figura superior, se muestra una sección sísmica W-E, en la cual sepuede observar los espesores de rocas en el Mesozoico, notándose eldesarrollo de las formaciones del Jurásico Superior.



63

Bloque Pitepec

Productores en Mesozoicos: 1 pozo productor.

Manifestaciones de gas y/o aceite: : 4 pozoscon manifestaciones de gas durante laperforación de las Fms. : Agua Nueva,Tamaulipas Superior, Jurásico (Pimienta) yTamán.

Impregnación en núcleos y muestras decanal:3 pozos con ligera impregnación de aceite enlas Fms. San Felipe, Agua Nueva yTamaulipas Superior.

TamaulipaSup (1 POZOS )Tlacolula-10 (1947): Prueba deformación (agujero descubierto), serecupera 50 mts de aceite y abundantegas. Taponado improductivo.

Leyenda

La infraestructura de producción existente



64

22 Plataformas

en el bloque Pitepec

Datos infraestructura

Numero pozos 22

Pozos Abiertos / Cerrados 5 / 11

Sistema Artificial deProducción

12

Numero Macroperas 22

Baterías de Separación 1

Estaciones de Compresión -

Planta Inyección de Agua -

MSP -

TBP -

Ductos (km totales) -

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un granpotencial de desarrollo en el Bloque Pitepec tanto en sus



65

p q pobjetivos terciarios como mesozoicos

Mbd

Activo

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2050204620422038203420302026202220182014

Terciario

Mesozoico

Actividad Física 2014-2052

Pozos Terciario 1,065

Pozos Mesozoico 378

Expectativas de Producción de AceiteBloque Pitepec

Se cuenta con información disponible a detalle del bloque, acontinuación se listan las características de la información



66

del bloque Pitepec



67

Bloque

Amatitlán

Características de los bloquesA i lá



68

Área 230 Km2

Numero de Pozos

(dentro del área)23 pozos

Fecha dedescubrimiento

1962

Tipo de Hidrocarburo 34 - 44° API

Campos Amatitlán, Ahuatepec,Cacahuatengo, Coyol y Sitio


Aceite: 37 BpdGas: 112.94 Mscfpd


1P = 7.1 Mmbpce

2P = 335.9 Mmbpce

3P = 993.1 Mmbpce



Recursos prospectivos(Mesozoico) 251.9 Mmbpce

AÑOS

B P

D

Campos:

Ahuatepec

Amatitlán

Cacahuatengo

Coyol

Amatitlán

Yacimiento

Terciario




69

En la figura superior, se muestra una sección sísmica NW-SE, en la cualse puede observar los espesores de rocas en el Mesozoico, notándose eldesarrollo de las formaciones del Jurásico Superior.

mesozoico dentro del bloque Amatitlán

Bl A titlá



70

Bloque Amatitlán

Productores en Mesozoicos:4 pozos, Fms. (1) Agua Nueva.Qoi: 372 Bls/d, (2) Tamaulipas

Superior Qoi: 138 y (1)Tamaulipas Inferior 127 Bls/d.

Manifestaciones de gas y/o aceite6 pozos con gasificaciones durantela perforación Fms. Agua nueva,Tamaulipas, Pimienta, Tamán,Santiago y Tepexic.

Impregnación en núcleos y muestrasde canal6 pozos con impregnaciones Fms.

Agua nueva, Tamaulipas, Pimienta,Tamán, Santiago y Tepexic.

Terminación: 4 pozos terminados conTP de 2-7/8’’ ( 100 %).

Fluyeron: 4 pozos fluyeron a la Presa(100 %).

Tratamiento: 4 pozos con Estimulación Acida. (100 %)

70

I f t t d l Bl A titlá



71

Infraestructura del Bloque Amatitlán


Numero pozos 23



16


Baterías de Separación -



MSP -

TBP -

Ductos (km totales) -

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un granpotencial de desarrollo en el Bloque Amatitlán tanto en sus



72

objetivos terciarios como mesozoicos

Mbd

Activo

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2050204620422038203420302026202220182014

Terciario

Mesozoico


Pozos Terciario 940

Pozos Mesozoico 378

Expectativas de Producción de AceiteBloque Amatitlán

A titlá



73

Amatitlán



Características de los bloques

Soledad



75

Área 125 Km2

Numero de Pozos(dentro del área)

492 pozos

Fecha de descubrimiento 1943

Tipo de Hidrocarburo 32° a 37° API

Campos

Aragón CoyotesGallo GuadalupePalo Blanco SoledadSoledad Norte

AÑOS

B P D


Aceite: 3,403 BpdGas: 8,135 Mscfpd


1P = 47.4 Mmbpce

2P = 134.3 Mmbpce

3P = 134.3 Mmbpce


Aceite: 39,008 MblsGas: 5,705 Mmscf

Recursos prospectivos

(Mesozoico) 127.5 Mmbpce

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

ARAGO N COY OT ES G ALLO G UADALUP E P ALO B LANCO SOLE DAD SO LE DAD N OR TE

CAMPOS:

Aragón

Coyotes

Gallo

Guadalupe

Palo Blanco

Soledad

Soledad

Norte

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

Aceite (Bd)

Yacimiento

Terciario

Soledad


i d t d l bl S l d d



76

BLOQUE SOLEDAD

SECCION III

Ahuatepec 1

Soledad Norte 94

Soledad Norte 187

Soledad Norte 284

Soledad Norte 269

BLOQUE_SOLEDAD_S3W E

BLOQUE SOLEDAD

SECCION III

Ahuatepec 1

Soledad Norte 94

Soledad Norte 187

Soledad Norte 284

Soledad Norte 269

BLOQUE_SOLEDAD_S3E

Ahuatepec-1 Soledad Nte-187 Soledad Nte-284 Soledad Nte-269Soledad Nte-94

Sección III

W E

En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual se puedenobservar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico notándose elbuen desarrollo en las formaciones del Jurásico Superior, presentes en elpozo Ahuatepec-1.

mesozoico dentro del bloque Soledad

Bloque Soledad



77

Bloque Soledad

Productores en Mesozoicos: 36pozos productores de aceite y gas. (1)Fm Méndez. Qoi: 1459 Bls/d, (32) Fm.

Tamabra. Qoi: 1522 @ 44 Bls/d, (1)Fm. Tamaulipas Sup. Qoi: 223 Bls/d y(2) Fm. Tamán. Qoi: 2126 @ 126 Bls/d.

Manifestaciones de gas y/o aceite: 16pozos con manifestaciones de gas y/oaceite durante la perforación de las Fms.: Méndez, San Felipe, Agua Nueva,Tamabra, Tamaulipas ( Sup. e Inf.) yTamán.

Impregnación en núcleos y muestras decanal: 50 pozos con impregnación deaceite en las Fms. Méndez, San Felipe,

Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas(Sup. e Inf.), Pimienta y Tepexic.

Terminación: 36 pozosterminados con TP de 2-7/8’’(100 %).

Fluyeron: 36 pozos fluyeron ala Presa (100 % ).

Tratamiento: 36 pozos conEstimulación Acida (100 % )

Bloque Soledad



78

Bloque Soledad

Resumen Infraestructura Soledad



79

Resumen Infraestructura Soledad


Numero pozos 492

Pozos Abiertos / Cerrados186 /279


175*



Estaciones deCompresión

2


MSP 0

TBP 17

Ductos (km totales) 38.2 km

BS Soledad II

EC Soledad

BS Soledad I

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un gran potencial dedesarrollo en el Bloque Soledad tanto en sus objetivos terciarios



80

como mesozoicos

Mbd

Activo

80

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2050204620422038203420302026202220182014

Terciario

Mesozoico


Pozos Terciario 424

Pozos Mesozoico 211

Expectativas de Producción de AceiteBloque Soledad

Soledad



81

Soledad



82

Bloque

Miquetla

Características de los bloquesMiquetla



83

Área 112 Km2 Numero de Pozos(dentro del área)

123 pozos

Fecha dedescubrimiento 1948

Tipo de Hidrocarburo 35° API

Campos Miquetla, Coyol y Palo Blanco.

AÑOS

CAMPOS:

Miquetla

Palo Blanco

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

B P D

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

YacimientoTerciario

Mesozoico


Aceite: 886 BpdGas: 2,519 Mscfpd


1P = 20.6 Mmbpce

2P = 179 .0 Mmbpce

3P = 247.6 Mmbpce

Producción Acumulada

Terciario Aceite: 10,767 MblsGas: 2,042 Mmscf

Mesozoico Aceite: 899.0 MblsGas: 68.9 Mmscf

Recursosprospectivos(Mesozoico)

86.0 Mmbpce

Miquetla


mesozoico dentro del bloque Miquetla



84

_MIQUETLA_S2

ETLA

7

1

SW NE

Sección II

Calamina- 1 Miquetla-677Miquetla-19 Miquetla-14 Miquetla-45

Miquetla-121

BLOQUE_MIQUETLA_S2

BLOQUE MIQUETLA

SECCION II

Calamina 1

Miquetla 677

Miquetla 19

Miquetla 14

Miquetla 45

Miquetla 121

SW NE

En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual sepueden observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoiconotándose el buen desarrollo en las formaciones del Jurásico Superior,presentes en el pozo Miquetla-121.

mesozoico dentro del bloque Miquetla

Bloque Miquetla



85

Productores en Mesozoicos: 75productores de aceite y gas.(72) Fm. Tamabra Qoi: 1006 @13 Bls/d, (2) Fm Tamaulipas

Sup. Qoi: 63 BPD y (1) Fm. SanAndrés. Qoi: 63 BPD

Manifestaciones de gas y/o aceite:7 pozos con manifestaciones degas durante la perforación de lasFms. : Agua Nueva, Tamabra,Tamaulipas ( Sup. e Inf.),Pimienta Santiago y Tamán.

Impregnación en núcleos ymuestras de canal: 101 pozos conimpregnación de aceite en lasFms. Méndez, Agua Nueva,Tamabra, Tamaulipas (Sup. eInf.), Pimienta, San Andrés, J.Chipoco y Tamán.

Terminación: 75 pozosterminados con TP de 2-7/8’’(100 %).

Fluyeron: 73 pozos fluyeron a laPresa (97 % ).

2 pozos fluyeron ala Batería (3 %).

Tratamiento: 75 con Estimulación

Acida (100 % )

Bloque Miquetla

Bloque Miquetla



86

Bloque Miquetla

Resumen Infraestructura Miquetla



87

Resumen Infraestructura Miquetla


Numero pozos 123

Pozos Abiertos / Cerrados60 /46


58 *



Estaciones de Compresión 1


MSP -

TBP 4

Ductos (km totales)

BS Miquetla I

BS Miquetla II

EC Miquetla

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un granpotencial de desarrollo en el Bloque Miquetla tanto en sus




88


Mbd

Activo

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2050204620422038203420302026202220182014

Terciario

Mesozoico


Pozos Terciario 700

Pozos Mesozoico 165

Expectativas de Producción de AceiteBloque Miquetla

Miquetla



89

Miquetla



90

Bloque

Humapa

Características de los bloquesHumapa



91


Aceite: 1,175 BpdGas: 2,148 Mscfpd


1P = 16.7 Mmbpce

2P = 262.2 Mmbpce

3P = 341.4 Mmbpce



Recursos prospectivos(Mesozoico) 157.5 Mmbpce


42 pozos

Fecha dedescubrimiento 1956

Tipo de Hidrocarburo 27° API

Campos Coyol Humapa

HUEHUETEPEC-1

AÑOS

CAMPOS:

Coyol

Humapa

Yacimiento

Terciario

B

P D

p

Mediante estudios existentes y la correlación de pozos se observala presencia de formaciones productoras en el mesozoico dentro

del bloque Humapa



92

BLOQUE_HUMAPA_S1

BLOQUE HUMAPA

SECCION I

Palmar 1

Humapa 1044

Bornita 1

Humapa 2073

NW SE

BLOQUE_HUMAPA_S1

BLOQUE HUMAPA

SECCION I

Palmar 1

Humapa 1044

Bornita 1

Humapa 2073

Sección I

NW SE

Bornita-1Humapa-1044

Palmar-1 Humapa-2073

BLOQUE_HUMAPA_S1

BLOQUE HUMAPA

SECCION I

Palmar 1

Humapa 1044

Bornita 1

Humapa 2073

NW SE

BLOQUE_HUMAPA_S1

BLOQUE HUMAPA

SECCION I

Palmar 1

Humapa 1044

Bornita 1

Humapa 2073

SE

Sección I

NW SE

Bornita-1Humapa-1044

Palmar-1 Humapa-2073

En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual sepuede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoiconotándose el buen desarrollo de las formaciones del JurásicoSuperior.

q p

Bloque Humapa



93

Productores en Mesozoicos: 2productores de aceite y gas. (1)pruebade formación Fm Tamaulipas Sup.Obturado por producir aceite viscoso. 1

prueba de producción fluyó aceite , gasy agua (Fw:12-18% y PH: 5-7), taponadoimproductivo.

Manifestaciones de gas y/o aceite: : 2pozos con gasificaciones durante laperforación de las Fms. Agua Nueva,Tamaulipas ( Sup. e Inf.), HorizonteOtates, Tamán y Tepexic.

Impregnación en núcleos y muestras decanal: 2 pozos con impregnación deaceite en las Fms. Tamaulipas (Sup. eInf.), Horizonte Otates y Tepexic.1 Pozo con análisis cuantitativo de losregistros que indica buenas porosidades ySw.

Terminación: 2 pozos terminadoscon TP de 2-7/8’’ (100 %).

Fluyeron: 2 pozos fluyeron a laPresa (100 % ).

Tratamiento: 2 pozos conEstimulación Acida. (100 %)

Tamaulipas superior e inferior (2 POZOS)Palmar-1: Fluyó aceite gas y agua (Fw: 12-18%), sinmedidas.Taponado improductivo.Balsas-1: Productor de aceite viscoso. Sin medidas.Taponado aceite no comercial.

Leyenda

q p

Bloque Humapa



94

q p


Numero pozos 42



20


Baterías de Separación -



MSP 2

TBP -

Ductos (km totales) 0.5

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un granpotencial de desarrollo en el Bloque Humapa tanto en sus




95

j

Mbd

Activo

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2050204620422038203420302026202220182014

Terciario

Mesozoico


Pozos Terciario 830

Pozos Mesozoico 186

Expectativas de Producción de AceiteBloque Humapa

Humapa



96



97

Bloque

Miahuapan

Características de los bloquesMiahuapan



98


54 pozos

Fecha dedescubrimiento 1948Tipo de Hidrocarburo 33° API

Campos Miahuapan TejadaZapotalillo

AÑOS

B P D

Yacimiento

Mesozoico

Terciario

CAMPOS:

Zapotalillo

Miahuapan

Tejada

0

200

400

600

800

1,000

1,200

76 76 77 78 79 79 80 81 82 82 83 84 85 85 86 87 88 88 89 90 91 91 92 93 94 94 95 96 97 97 98 99 00 00 01 02 03 03 04 05 06 06 07 08 09 09 10 11 12


Aceite: 348 BpdGas: 372 Mscfpd


1P = 2.8 Mmbpce

2P = 150.6 Mmbpce

3P = 430.8 Mmbpce


Terciario Aceite: 42.2 MblsGas: 5.7 Mmscf

Mesozoico Aceite: 3,400 MblsGas: 4,651 Mmscf

Recursos prospectivos(Mesozoico)

101.4 Mmbpce


mesozoico dentro del bloque Miahuapan



99

SE

Zapotalillo-1 Independencia-3 Zapotalillo-12 Zapotalillo-18 Tejada-14 Tejada-61 Huizotate-10

Sección II

NW SE

En la figura superior se muestra una sección sísmica, en la cual sepuede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoiconotándose el buen desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior.

Bloque Miahuapan



100

Productores en Mesozoicos: 29productores de aceite y gas. (26) Fm.Tamabra. Qoi: 673 @ 25 Bls/d, (1) Fm.

Tamaulipas Sup. Qoi: 88 Bls/d (1)Fms Tamaulipas Inf + Pimienta. Qoi:1849 Bls/d y (1) Fm Tamán. Qoi: 195Bls/d.

Manifestaciones de gas y/o aceite: 11pozos con gasificaciones durante laperforación de las Fms: Brecha,Méndez, Agua Nueva, Tamabra,Tamaulipas ( Sup. e Inf.) y Tamán.

Impregnación en núcleos y muestras decanal: 29 pozos con impregnación deaceite en las Fms. San Felipe, Tamabra,Tamaulipas (Sup. e Inf.), Pimienta yTamán.

Terminación: 29 pozos terminadoscon TP de 2-7/8’’ ( 100 %).

Fluyeron: 29 pozos fluyeron a la Presa(100 % ).

Tratamiento: 29 con Estimulación Acida.(100 % )

Bloque Miahuapan



101

Infraestructura Miahuapan



102


Numero pozos 54



11*





MSP -

TBP -

Ductos (km totales) 13

BS Tejada

De acuerdo con la estimaciones de PEP existen un granpotencial de desarrollo en el Bloque Miahuapan tanto en sus




103

Mbd

Activo

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2050204620422038203420302026202220182014

Terciario

Mesozoico


Pozos Terciario 680

Pozos Mesozoico 188

Expectativas de Producción de AceiteBloque Miahuapan

Miahuapan



104

Conclusiones



El proyecto Aceite Terciario del Golfo contiene alrededor del 39 % de las reservastotales del país con grandes retos tecnológicos a superar para su extracción.

Se ha demostrado que con estudio, tecnología y sincronía de la cadena productiva, sepuede hacer viable el desarrollo de yacimientos no convencionales como lo esChicontepec.

El crecimiento en la producción de aceite del ATG, ha contribuido de manerasignificativa a alcanzar los niveles de producción de la Región y coadyuvar a satisfacer la

demanda interna del país. Actualmente el proyecto esta migrando hacia una estrategia depozos no convencionales.

Para complementar los esfuerzos en el desarrollo del potencial de Chicontepec, seencuentra en proceso de licitación Pública Internacional, la 3ª Ronda de LicitacionesCIEP de PEP en el ATG con 6 áreas.

Las Seis áreas propuestas bajo el esquema de Contratos Integrales de Exploración yProducción en el ATG, en una extensión de 953 Km2 cuentan con reservas remanentes3P, volumen original suficiente y recursos prospectivos que son atractivos.

Date post:	02-Jun-2018
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