Las reservas de hidrocarburos de MéxicoDescubrimientos 5 tar proyectos que coadyuven a mantener la plataforma de producción de crudo establecida en el Programa Estratégico de PEP . Los descubrimientos de gas no asociado concentraron 23.2 por ciento de las reservas incorporadas, es decir, 1,141.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natural no asociado, producto principalmente de los descubrimientos en las cuencas de Veracruz, Burgos y Golfo de México Profundo. En esta última, el éxito exploratorio continuó al descubrirse el campo de gas no asociado, Lalail, con reservas 3P que alcanzan 708.8 miles de millones de pies cúbicos de gas, que representa 62.1 por ciento del total de reservas descubiertas de gas no asociado. A la fecha 5 pozos han sido perforados en aguas profundas del Golfo de México, de los cuales Nab-1, Noxal-1, Lakach-1 y Lalail-1, han incorporado 520.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 3P lo que corrobora el alto potencial petrolero , del área. La producción en 2007 alcanzó 1,603.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, por lo que la tasa de restitución por actividad exploratoria alcanzó 65.7 por ciento de la producción, la más alta desde el año 2000. Estos logros son más significativos si se considera que la inversión en los últimos dos años fue menor a la realizada en 2004. La estrategia en exploración contempla un ritmo sostenido de inversiones para continuar incrementando los volúmenes de reservas descubiertas y reclasificar las reservas descubiertas probables y posibles en probadas. Para 2008 el presupuesto de inversión en exploración representará aproximadamente el 14 por ciento del total asignado a PEP . 41 Los resultados de la actividad exploratoria continuaron su trayectoria ascendente al rebasar los mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 3P incorporadas en 2007. Esto significa que el objetivo de alcanzar una tasa de restitución de reservas 3P de 100 por ciento para 2012 es viable, si los recursos de inversión son asignados oportunamente de acuerdo a las estructuras de costos de servicios y perforación determinados por los precios de los hidrocarburos para los años siguientes. El Programa Estratégico de PEP tiene como meta seguir incrementando los volúmenes de reservas 3P incorporados por actividad exploratoria al mantenerse la actividad en cuencas maduras e incrementarse en aguas profundas del Golfo de México. Durante 2007 se logró la incorporación de 1,053.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 3P la más alta desde el año 2000. La incorpo, ración de reservas 3P se concentró principalmente en las Regiones Marinas con 67.7 por ciento, producto de los descubrimientos de yacimientos obtenidos con los pozos; Maloob-DL3 y Ayatsil-1, de la Región Marina Noreste, Lalail-1, Kuil-1, y Xulum-101A de la Región Marina Suroeste. Las regiones Sur y Norte contribuyeron con 27.7 y 4.7 por ciento del total de la incorporación del país, principalmente con los descubrimientos de los pozos Cráter-1, Paché-1 y Tajón-101, en la Región Sur, Fémur-1, Bato-1, Calibrador-1, Obertura-1, Quetzalli-1 y Jaf-1, en la Región Norte. Los descubrimientos de yacimientos de aceite aportaron 808.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 3P incrementando su contribu, ción de 51.6 a 76.8 por ciento con respecto al año 2006. Las reservas descubiertas permitirán documen- Descubrimientos En este capítulo se presentan los principales aspectos técnicos de los descubrimientos del año, describiendo las principales características de los yacimientos, mostrando los datos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de ingeniería más relevantes. Asimismo, se discuten las estadísticas de incorporación de reservas por región, cuenca, tipo de yacimiento e hidrocarburo. Al final del capítulo, se resume la evolución de la incorporación de reservas por exploración en los últimos años. 5.1 Resultados agregados Las incorporaciones de reservas de hidrocarburos por la actividad exploratoria en 2007 superaron las expectativas establecidas en el año alcanzando 1,053.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas 3P Como se describirá más adelante, las . localizaciones exploratorias se perforaron en áreas terrestres y marinas, en rocas de edad Mesozoica, Terciaria y Reciente. En el cuadro 5.1 se resumen, a nivel Cuadro 5.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2007. 1P Cuenca Campo To t a l Burgos Axón Bato Bonanza Cabeza Calibrador Oasis Oasis Torrecillas Vigilante Pozo Aceite mmb 129.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 128.8 0.0 85.0 9.0 7.1 7.9 13.4 0.9 5.6 0.3 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Gas natural mmmpc 244.3 49.4 1.1 10.2 8.4 0.4 11.0 6.9 2.2 7.2 2.0 0.0 0.0 160.6 0.0 39.3 8.6 0.9 21.6 8.7 16.1 65.4 34.3 0.3 3.4 8.9 14.2 0.0 7.4 Aceite mmb 467.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 466.7 0.0 168.0 93.6 17.3 58.6 116.9 0.9 11.5 0.8 0.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2P Gas natural mmmpc 944.8 80.4 1.1 19.9 15.5 0.4 17.6 7.5 2.2 14.2 2.0 242.6 242.6 556.2 0.0 77.6 89.4 2.1 160.5 76.0 16.1 134.5 65.6 1.1 10.8 8.9 14.2 7.7 22.8 Aceite mmb 708.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 706.1 111.0 194.0 114.9 95.0 58.6 116.9 0.9 14.8 2.2 2.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3P Gas natural mmmpc 1,604.0 168.4 8.1 37.0 27.1 5.8 43.0 7.5 2.2 28.2 9.5 708.8 708.8 650.6 13.1 89.6 109.9 11.4 160.5 76.0 16.1 174.0 76.2 1.8 10.8 8.9 14.2 9.9 30.5 PCE mmb 1,053.2 32.6 1.4 7.9 4.8 1.2 7.6 1.4 0.4 6.0 1.7 138.9 138.9 865.2 118.6 218.8 138.8 97.6 96.9 135.8 2.8 55.8 16.5 2.2 2.1 1.7 2.7 1.9 5.9 Axón-1 Bato-1 Bonanza-1 Aceitero-1 Calibrador-1 Oasis-401 Oasis-1001 Fémur-1 Vigilante-1 Golfo de México Profundo Lalail Lalail-1 Sureste Ayatsil Maloob Kuil Xulum Paché Tajón Gaucho Cráter Ve r a c r u z Perdiz Barajas Castell Jaf Kibo Obertura Ayatsil-1 Maloob-DL3 Kuil-1 Xulum-101A Paché-1 Tajón-101 Gaucho-301 Cráter-1 Quetzalli-1 Barajas-1 Castell-1 Jaf-1 Kibo-1 Obertura-1 42 Las reservas de hidrocarburos de México de pozo exploratorio, las reservas de aceite y gas natural incorporadas en las categorías probada (1P), probada más probable (2P) y probada más probable más posible (3P), esta última también se indica en términos de petróleo crudo equivalente. Las reservas de aceite descubiertas por la actividad exploratoria fueron las más importantes del año, al incorporar 808.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que representan el 76.8 por ciento del total de las reservas incorporadas, de los cuales, 692.6 millones de barriles corresponden al aceite y 462.3 miles de millones de pies cúbicos al gas asociado. Las incorporaciones se distribuyeron principalmente en las Cuencas del Sureste; en la Región Marina Noreste los pozos Ayatsil-1 y Maloob-DL3 incorporaron 305.0 millones de barriles de aceite pesado y 102.7 miles de millones de pies cúbicos de gas, que representan 337.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 3P En la Re. gión Marina Suroeste los pozos Kuil-1, en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc y Xulum-101A en el Activo Integral Litoral de Tabasco, descubrieron yacimientos de aceite ligero y pesado respectivamente, que suman una reserva 3P de 209.9 millones de ba- rriles de aceite y 121.3 miles de millones de pies cúbicos de gas asociado, equivalente a 236.4 millones de barriles de petróleo crudo. En la Región Sur, los pozos exploratorios Paché-1 y Tajón-101, en el Activo Integral Bellota-Jujo, incorporaron reservas de aceite ligero y superligero por 175.5 millones de barriles de aceite y 236.5 miles de millones de pies cúbicos de gas, es decir, 232.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas de gas no asociado incorporadas ascienden a 1,141.7 miles de millones de pies cúbicos, se concentraron principalmente en la Región Norte y la Cuenca del Golfo de México Profundo, que en conjunto alcanzaron un volumen de reservas de 951.6 miles de millones de pies cúbicos de gas. La Región Norte incorporó reservas 3P por 46.9 millones de barriles de crudo equivalente, constituido por 242.8 miles de millones de pies cúbicos, en donde 69.4 por ciento se concentró en Burgos y el restante 30.6 por ciento en Veracruz. En la Cuenca del Golfo de México Profundo, el esfuerzo exploratorio hacia aguas profundas resultó exitoso al descubrir el campo Lalail con una reserva de 708.8 miles de millones de pies cúbicos de gas, que Cuadro 5.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2007 por cuenca y región. 1P Cuenca Región To t a l Burgos Norte Golfo de México Profundo Marina Suroeste Sureste Marina Noreste Marina Suroeste Sur Ve r a c r u z Norte Aceite mmb 129.1 0.0 0.0 0.0 0.0 128.8 85.0 16.1 27.8 0.3 0.3 Gas natural mmmpc 244.3 49.4 49.4 0.0 0.0 160.6 39.3 9.4 111.8 34.3 34.3 Aceite mmb 467.5 0.0 0.0 0.0 0.0 466.7 168.0 110.9 187.8 0.8 0.8 2P Gas natural mmmpc 944.8 80.4 80.4 242.6 242.6 556.2 77.6 91.5 387.1 65.6 65.6 Aceite mmb 708.3 0.0 0.0 0.0 0.0 706.1 305.0 209.9 191.2 2.2 2.2 3P Gas natural mmmpc 1,604.0 168.4 168.4 708.8 708.8 650.6 102.7 121.3 426.6 76.2 76.2 PCE mmb 1,053.2 32.6 32.6 138.9 138.9 865.2 337.4 236.4 291.3 16.5 16.5 43 9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.9 millones de barriles de petróleo crudo y 932.0 186.0 708.0 100.3 0.4 Asociado mmmpc 79.0 56. reserva probada más probable (2P).3 102. y Ayatsil-1.8 0.0 83.0 0. se describe el tipo de fluido dominante y sus reservas incorporadas.4 0.0 70.5 0.5 1.9 0.9 150.3 miles de millones de pies cúbicos.1 0.1 236.3 0.0 9.Descubrimientos Cuadro 5.0 100.0 0.0 162.0 114.2 Descubrimientos marinos La perforación exploratoria se intensificó principalmente en la regiones marinas. o en términos de petróleo crudo equivalente 712.3 211.7 0.5 G y C* mmmpc 81.0 0.4 0.8 80. Aceite Pesado Reserva Región 1P To t a l Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur To t a l Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur To t a l Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur mmb 92.6 0.0 242.0 0.0 0. .0 0. donde se descubrieron 514.3 9.1 por ciento a los de aceite pesado.4 0. y reserva probada más probable más posible (3P).8 236.0 242. el 40.6 190.7 121.0 81.6 0.0 117.0 190. donde el 34.0 0.3 0.3 406.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2007 por tipo de hidrocarburo.0 0.6 0.9 0. enfocán44 dose en sus principales características geológicas.6 44.0 7.0 93.6 1. petrofísicas y de yacimientos. En cuanto al gas natural asociado.0 0.4 0.0 0.0 117.0 0. Al final se hace una descripción de la evolución de las reservas incorporadas y de la tasa de restitución por actividad exploratoria de los últimos cuatro años.2 305.4 39.0 162.1 0.4 85.6 91.141. El cuadro 5.7 0.3 se presenta el resumen de las reservas descubiertas en las categorías 1P 2P y 3P señalando el tipo de hidro.0 789.8 190. carburo asociado a nivel de región.0 95.0 286.0 14.5 70.5 462.1 2P 3P * G y C: yacimientos de gas y condensado corresponden a 138. se identificó la existencia de volúmenes adicionales de .8 242.2 0.3 0.7 Superligero mmb 13.0 27.0 13.0 Ligero mmb 23.8 miles de millones de pies cúbicos de gas.0 17.0 150.1 0.8 millones de barriles de reservas 3P .4 81. se descubrieron 462.1 Gas natural No asociado Gas húmedo Gas seco mmmpc mmmpc 27. agrupándolos a nivel de cuenca.5 150.7 77.6 144. geofísicas.3 1.0 Total mmmpc 164.2 a los yacimientos de aceite ligero y el restante 25.0 402.0 73.0 2.0 0.1 0.6 0. 5.0 0.2 describe la composición de las reservas incorporadas en las categorías de reserva probada (1P). con la perforación de los pozos Maloob-DL3. Este capítulo incluye una explicación técnica a detalle de los principales campos descubiertos.9 0.5 538.7 0.0 0. en tanto.1 0.7 por ciento corresponde a la parte de gas asociado de los yacimientos de aceite superligero.7 232.0 0.1 168.5 0.0 0. en el cuadro 5.0 708.2 0. También. En la porción Norte de la Sonda de Campeche.0 0.3 30.0 0.0 56.1 73.0 0.1 0.5 0.0 0. Veracruz en un tirante de agua de 806 metros. a 22 kilómetros del pozo Tabscoob-1 y a 93 kilómetros al Noroeste del puerto de Coatzacoalcos. Cuenca del Golfo de México Profundo Lalail-1 Se localiza en Aguas Territoriales del Golfo de México frente a las costas del Estado de Veracruz. con el éxito del pozo exploratorio Lalail-1. 45 . El pozo Lalail-1 continúa con el descubrimiento de una serie de yacimientos de gas no asociado en aguas profundas del Golfo de México.1 miles de millones de pies cúbicos de gas asociado.0 millones de barriles de aceite pesado y 114. Veracruz. El pozo exploratorio Kuil-1.1 El pozo Lalail-1 se encuentra en la Cuenca del Golfo de México Profundo. localizado al Sur de la Sonda de Campeche.1. que junto con el pozo Xulum-101A. petrofísica y de ingeniería de los pozos perforados.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. en rocas de edad Mioceno Inferior. que representan 138.Las reservas de hidrocarburos de México aceite pesado. incorporó reservas de aceite ligero por 114. Figura 5. figura 5. en un tirante de agua de 806 metros.8 miles de millones de pies cúbicos de gas no asociado de reserva 3P que equivalen a 138.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. en el Activo Integral Litoral de Tabasco. mostrando información relevante de geología. y a 93 kilómetros del puerto de Coatzacoalcos. adicionaron una reserva 3P de 400.9 millones de barri. ubicado en la subcuenca Salina del Istmo marino. 435. geofísica. Geológicamente se ubica en el límite Oeste de la subcuenca Salina del Istmo en la Cuenca del Golfo de México Profundo. es decir.9 millones de barriles de petróleo y 109. A continuación se detallan los descubrimientos principales realizados durante 2007. En la Cuenca del Golfo de México Profundo. les de petróleo crudo equivalente.9 miles de millones de pies cúbicos de gas asociado. se incorporaron 708. 46 Es de tipo combinada. figura 5. Trampa La columna geológica del campo comprende rocas sedimentarias siliciclásticas que van en edad.Descubrimientos Figura 5. debido a que se observan plegamientos y cuñas sintectónicas derivados de la contracción pliocénica. según datos del pozo Tabscoob-1.3. Se observa que los yacimientos se encuentran divididos en dos bloques. estructuralmente se encuentra confinada por un anticlinal asimétrico con cierre propio a nivel de los yacimientos. con alineamientos en dirección Noreste a Suroeste. cuyas dimensiones son 6 kilómetros de largo por 2 kilómetros de ancho. Las cimas cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis de foraminíferos planctónicos índices en las muestras de canal y núcleos.2. además de las intercalaciones arcillosas de 30 a 50 metros de espesor. Esta secuencia arcillosa del Plioceno presenta un adelgazamiento hacia el Norte. figura 5.2 Mapas estructurales mostrando los dos yacimientos descubiertos en el campo Lalail. presenta un paquete de lutitas de más de 500 metros de espesor que corresponde a la secuencia transgresiva del Plioceno Inferior. en dirección a las aguas profundas del Golfo de México. en tanto que para las secuencias arenosas del Mioceno Inferior-Medio. la cual cuenta. corresponden a capas de lutitas de cuenca. que se encuentran afectados por cuerpos salinos. Roca generadora Los resultados de los biomarcadores permiten definir a estos hidrocarburos como generados por rocas del . se tienen espesores de más de 100 metros. Estratigrafía Sello El tipo de roca sello para los Plays del Oligoceno y Mioceno. Geología estructural El campo se ubica en el límite Oeste de la Provincia Salina del Golfo. La estructura es un anticlinal con cierre contra fallas inversas al Noroeste y Sureste. y presenta una falla al Noreste del pozo que separa la estructura en dos bloques principales. al igual que el Cinturón Plegado de Catemaco. Se interpreta que la expulsión de sal en esta área ocurrió principalmente durante el Pleistoceno-Reciente. desde el Mioceno Inferior al Reciente Pleistoceno. Mediante resultados de estudios de bioestratigrafía de alta resolución se interpreta que el paleoambiente de depósito de las rocas del yacimiento corresponde a un complejo de abanicos submarinos distribuidos en una batimetría que fluctúa de nerítica externa a batial superior. Para el Oligoceno. En las pruebas de producción se registró un gasto de 18. fragmentos líticos calcáreos y abundantes fragmentos líticos volcánicos. Jurásico Superior Tithoniano. Yacimientos Con la perforación de este pozo se descubrieron dos yacimientos.6 miles de millones de pies cúbicos de gas.2 millones de pies cúbicos por día de gas. La roca almacén del yacimiento 1. con matriz casi ausente.1 millones de pies cúbicos por día de gas.3 Sección sísmica-estructural mostrando el pozo Lalail-1 y la relación entre las características estructurales y estratigráficas de los dos bloques de los yacimientos. pobremente consolidadas. Las reservas 3P estimadas son 708.9 millones de barriles de petróleo crudo.438 me47 .431. en ambiente marino carbonatado con cierta influencia siliciclástica. en tanto el yacimiento 2.347. Reservas El volumen original 3P de gas natural es 1. La porosidad primaria intergranular y secundaria móldica se encuentra en el rango de 15 a 28 por ciento.333. y alcanzó una profundidad de 5.0-2.8 miles de millones de pies cúbicos de gas. que equivalen a 138. El yacimiento 2 está formado por arenisca lítica de grano fino a grueso. Las reservas 2P se ubican en 242.0 y 2.Las reservas de hidrocarburos de México Figura 5. en Aguas Territoriales del Golfo de México. sus constituyentes son granos de cuarzo anguloso. El yacimiento 1 se encuentra en el intervalo 2. Campeche. muscovita.3 miles de millones de pies cúbicos. se compone de arenas y areniscas líticas de grano fino a grueso.181.5 metros.5 metros. con intercalaciones de areniscas conglomeráticas y conglomerados poligmíticos. En las pruebas de producción. el yacimiento 2 registró un gasto de 3. Cuencas del Sureste Kuil-1 El pozo está ubicado a 55 kilómetros de Ciudad del Carmen. La porosidad primaria es intergranular y la secundaria de tipo móldica de 15 a 25 por ciento.257. plagioclasas. se encuentra entre 2. matriz limo-arcillosa y escaso ce- mentante calcáreo. dividido en dos bloques por una falla normal con caída hacia el Norte. El resultado fue el descubrimiento de aceite ligero de 37.Descubrimientos Le Ixtal Taratunich Ixtoc Batab Abkatún O N E S Toloc Och Ayín Alux Behelae-1 Sikil-1 Golfo de México Citam Kab May Bolontikú Sinán Hayabil Yum Kix Uech Kax Wayil Homol Misón Chuc Pol Kay Caan Kuil-1 Teekit Frontera Xanab Yaxché Dos Bocas 0 20 km Figura 5. Esta estructura está 4. El objetivo fue evaluar el potencial del Jurásico Superior Kimmeridgiano y la Brecha carbonatada del Cretácico Superior. 48 .4 Localización del pozo Kuil-1.5 Sección estructural del campo Kuil. figura 5.500 6.000 5. Geología estructural La estructura de este campo corresponde a un anticlinal alargado.500 5.000 Figura 5.4. se observa que cada yacimiento tiene su propio contacto agua-aceite.5 grados API. Campeche. en un tirante de agua de 29 metros. tros verticales en un tirante de agua de 29 metros. ubicado a 55 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen. 000 3. 49 .000 4. 3. el sello está constituido por lutitas bentoníticas.657 metros verticales bajo nivel del mar. la cota de 4. figura 5. Forma parte de un alineamiento escalonado de estructuras que han resultado productoras de aceite y gas. con una amplia distribución lateral. es de tipo estructural y está representada por un anticlinal alargado orientado de Noreste a Suroeste.500 Figura 5. Los sedimentos de edad Jurásico Superior Kimmeridgiano corresponden a un banco oolítico arcilloso dentro de un ambiente lagunar.Las reservas de hidrocarburos de México delimitada al Occidente por una falla normal regional con caída hacia el Occidente. conocida como “Brecha BTPKS”. Durante el Cretácico continúa la depositación de carbonatos de plataforma y al cierre del Cretácico Superior. El Terciario consiste principalmente de una gruesa columna de sedimentos siliciclásticos marinos y se encuentra representado por intercalaciones de lutitas con delgadas alternancias de arenisca de diferentes tipos de grano. Estratigrafía El pozo cortó una columna estratigráfica que comprende rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano al Reciente.5. los sedimentos preexistentes se profundizan y se nivelan.6. En el Tithoniano.500 4. figura 5. plásticas y parcialmente calcáreas del Paleoceno con un espesor que fluctúa en el área entre 180 y 200 metros. productor de aceite ligero en rocas de edad cretácica. culmina con flujos brechoides. Sello A nivel regional.6 Sección sísmica mostrando la estructura del campo Kuil. con cierre contra falla normal hacia el Poniente y como cierre principal de la estructura se tiene el límite convencional. los cambios de facies de los ambientes de depósito fueron controlados por la presencia de medios grabens asociados a una tectónica de rift para este periodo. dando paso a sedimentos carbonatados de mar abierto. Roca generadora La principal roca generadora de los hidrocarburos en este yacimiento es de edad Jurásico Superior Tithoniano. conformada de materia orgánica en las lutitas bituminosas de color gris oscuro a negro y calizas arcillosas de color gris oscuro con abundante materia orgánica y de amplia distribución regional. Trampa La trampa del yacimiento de edad Cretácico Superior. 7 Mapa de localización del pozo Maloob-DL3. Reservas Los volúmenes originales 3P de crudo y gas son 459. La porosidad varía de 7 a 9 por ciento y la saturación de agua promedio es de 35 por ciento. ubicado a 110 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen.8 y 102. Geológicamente se ubica en la subcuenca Sonda de Campeche. forma parte de un alineamiento estructural de tres anticlinales dispuestos de manera escalonada hacia el Noroeste.4 miles de millones de pies cúbicos de gas. aproximadamente a 110 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen. que corresponden a 114. así como el definir el contacto agua-aceite en el yacimiento Cretácico. Figura 5. 50 . en un tirante de agua de 85 metros. Campeche. figura 5.Descubrimientos Yacimiento El yacimiento es de edad Cretácico Superior y está constituido por una brecha con fragmentos de dolomía microcristalina y de mudstone a wackestone. Se perforó en un tirante de agua de 85 metros. Las reservas probadas y probables estimadas son 10.7.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. de intraclastos y bioclastos. Campeche. parcialmente dolomitizados.7 millones de barriles y 439. El objetivo a evaluar fue reclasificar un volumen de reservas en el yacimiento de la Brecha del Cretácico Superior y encontrar hidrocarburos en rocas almacén del banco oolítico del Jurásico Superior Kimmeridgiano. definidos por fallas inversas en su parte frontal y limitados por una falla de tipo lateral con un rumbo de 25 grados al Noroeste. Geología estructural La estructura Maloob.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.9 miles de millones de pies cúbicos de gas. Maloob-DL3 El pozo Maloob-DL3 se localiza en las Aguas Territoriales del Golfo de México. a niveles objetivo.9 millones de barriles de crudo y 109. Las reservas 3P son 138. en fracturas y cavidades de disolución. Su porosidad es secundaria e intercristalina. 9. lo que cambió la interpretación N O S E Figura 5. La estructura que contiene la trampa fue formada por eventos de carácter compresivo y transpresivo ocurridos a finales del Oligoceno e inicios del Mioceno. el pozo fue probado a la profundidad de 3. En la cima del Cretácico Superior se depositan bre- chas de litoclastos y bioclastos dolomitizadas con porosidad intercristalina y vugular. ambas litologías depositadas en un ambiente marino somero en facies de canales de marea. al Sur presenta cierre por buzamiento y lo limita la estructura Zaap. figuras 5. Trampa El anticlinal de Maloob.451 metros. redefiniendo el contacto agua aceite en ese nivel estructural. mudstone-wackestone de intraclastos. con pobre porosidad intercristalina y escasas fracturas. El pozo encontró la cima del yacimiento 150 metros más alto. por su posición estructural. En el Cretácico Superior se depositaron calizas de textura mudstone-wackestone dolomitizadas y fracturadas. El pozo Maloob-DL3 encontró la cima de la brecha en una posición estructural más alta. con impregnación de aceite pesado móvil. dando como resultado estructuras expulsadas del tipo “fault propagation fold”. El Tithoniano consta de mudstone arcilloso y bituminoso. 51 . El pozo Maloob-DL3 quedó ubicado en el flanco Suroeste de la estructura. presenta una orientación de 75 grados al Noroeste sobre su eje longitudinal de 12 kilómetros de largo por 3 kilómetros de ancho. en la parte baja del anticlinal.Las reservas de hidrocarburos de México Estratigrafía La columna estratigráfica en el pozo está constituida por sedimentos que van del Jurásico Superior al Reciente. resultando productor de aceite. en partes arenoso. parcialmente dolomitizados. El Cretácico Medio se caracteriza por calizas bentoníticas arcillosas.8 y 5. mostrando un ambiente mas profundo y de circulación restringida. El Jurásico Superior Kimmeridgiano está constituido por rocas calcáreas.8 Configuración actualizada de la cima de la brecha (Cretácico Superior). con intercalaciones de lutita. En el Cretácico Inferior predominan los carbonatos constituidos por wackestone de bioclastos e intraclastos con pobre impregnación de aceite en fracturas. Roca generadora La principal roca generadora en la Sonda de Campeche es de edad Jurásico Superior Tithoniano.10. Medio y en la brecha del Cretácico Superior. El Cretácico Inferior y Medio está constituido por dolomía. El sello. conformada por materia orgánica en las lutitas bituminosas de color gris oscuro a negro y calizas arcillosas de color gris oscuro.10 Núcleos cortados en el yacimiento Cretácico durante la perforación del pozo Maloob-DL3. generando así una incorporación de volúmenes de reservas de hidrocarburos adicionales.9 Sección estructural entre el campo Zaap y Maloob pasando por el pozo MaloobDL3. Roca sello Las rocas que actúan como sello de la Brecha del Cretácico Superior corresponden a lutitas color gris verdoso a rojizo.Descubrimientos Figura 5. descubriendo un volumen de roca no considerado en las interpretaciones previas. . plásticas y parcialmente calcáreas del Paleoceno. para el Jurásico Superior Kimmeridgiano. se aprecia impregnación de hidrocarburos en el sistema poroso y en las fracturas del núcleo. 52 Yacimiento En el yacimiento Cretácico el campo produce en el Cretácico Inferior. bentoníticas. con abundante materia orgánica depositada en un ambiente marino carbonatado con influencia siliciclástica. mudstone y wackestone. figura 5. que reconfigura la posición estructural en el sinclinal y delimita el límite más bajo conocido de hidrocarburos en el yacimiento Cretácico. estructural de la parte baja del anticlinal. está formado por lutitas bituminosas y calizas arcillosas del Jurásico Superior Tithoniano. Figura 5. 9.Las reservas de hidrocarburos de México El Cretácico Superior está constituido por una brecha originalmente calcárea y transformada por procesos diagenéticos en una dolomía. Asimismo. el campo Xulum presenta una estructura conformada por la influencia de tectonismo salino con presencia de fallas inversas principales sensiblemente radiales al cuerpo salino central principal. Los pozos Xulum-101 y 101A se ubican en la porción Sureste de un anticlinal alargado.8 kilómetros. .8 millones de barriles. Reservas Con la perforación del pozo Maloob-DL3.002 metros en rocas del Jurásico Superior Tithoniano. quedando su expresión estructural más alta en la porción occidental del campo. Xulum-101A Se ubica en Aguas Territoriales del Golfo de México frente a las costas del estado de Tabasco. se incorpora un volumen original 3P de aceite de 807.11 Mapa de localización del pozo Xulum-101A.4 millones de barriles.756 del cubo sísmico Bolol 3D. en la parte alta de la estructura se tiene cierre contra sal y Taratunich Ixtoc Batab Toloc Och Pol Chuc Kax Wayil Homol Bolontikú Sinán Misón Kix Caan Kay Abkatún O S N E Le Ixtal Ayín Alux Uech Xulum-101A Citam Kab Golfo de México Hayabil May Yum Teekit Frontera Xanab Yaxché Dos Bocas 0 km 20 Figura 5. figura 5.11. en un tirante de agua de 103 metros y resultó productor de aceite de 15 grados API. Sísmicamente se ubica en la línea 22.5 y 218. sus rangos de porosidad varían de 8 a 10 por ciento y la saturación de agua promedio del yacimiento es de 11 a 18 por ciento. aproximadamente 57 kilómetros al Noreste de la Terminal Maríti- ma Dos Bocas en Paraíso. tiene porosidad primaria y secundaria en fracturas. 53 . Las reservas de aceite en petróleo crudo equivalente en las categorías 1P 2P y 3P son 95. respectivamente. La profundidad alcanzada por el pozo Xulum-101A fue 6. Geología estructural A nivel de la cima del Cretácico Medio. ubicado a 57 kilómetros de la Terminal Marítima de Dos Bocas en Aguas Territoriales del Golfo de México. Tabasco. cuyo eje principal tiene aproximadamente 5 kilómetros de longitud con una orientación de Noroeste a Sureste y un ancho de aproximadamente 3. 189.330 y en la Traza 6. su espesor varía lateralmente y es de 300 metros en promedio. 100 4.900 Figura 5.13 Sección sísmica mostrando la cima interpretada de los horizontes cretácicos y la cima del Jurásico Superior Tithoniano. 54 .700 4.Descubrimientos N O S E Figura 5. 4.400 4.800 KS KM Falla JST 4.200 4.500 4. además de una traza sísmica sintética que correlaciona la información de la columna geológica del pozo con la interpretación sísmica. se observan las áreas con diferentes clasificaciones de reservas dependiendo de la incertidumbre técnica y geológica.300 4.12 La geomorfología mostrada en el plano estructural corresponde al de un área plegada por tectónica salina.600 4. algunas rellenas de calcita y otras con impregnación de aceite. en partes recristalizado. de aspecto cretoso. junto con la brecha calcárea constituyen los principales yacimientos.14 Secuencia sedimentaria cortada por el pozo Xulum-101A.14. La porción oriental de la estructura básicamente obedece a la influencia de la intrusión salina que lo levantó. con un espesor aproximado de 295 metros.Las reservas de hidrocarburos de México fallas inversas. 55 . Estratigrafía La estratigrafía del campo. y corresponde a un anticlinal en donde la roca es una caliza fracturada. se observa la columna estratigráfica que se cortó en el pozo Xulum-101A. de acuerdo a la información del pozo Xulum-101A. figuras 5. originando hacia el Norte un bloque bajo. El Cretácico Medio está formado por mudstone-wackestone de bioclastos e intraclastos café claro a crema ligeramente arcilloso. comprende rocas del Jurásico Superior Tithoniano constituidas por dolomías y mudstone arcilloso en partes dolomitizado. Los carbonatos fracturados del Cretácico Inferior y Medio. En la figura 5. con porosidad primaria intergranular y secundaria en microfracturas. Hacia el Sur existe una falla inversa radial a la intrusión salina principal. Trampa El tipo de trampa de este yacimiento es estructural. La porción Norte de la estructura Xulum está limitada por una falla inversa. con porosidad primaria intergranular y secundaria en microfracturas.12 y 5.13. El Cretácico Inferior está constituido por mudstonewackestone de intraclastos y bioclastos gris a café oscuro. generando un acuñamiento contra sal con curvas sensiblemente envolventes y paralelas a la intrusión salina. Presenta hacia la porción Norte un PLEISTOCENO PLIOCENO Y Y M S Roca yacimiento Roca madre Roca sello TERCIARIO Arenas y areniscas MIOCENO OLIGOCENO EOCENO PALEOCENO SUPERIOR S Y Brecha calcárea Fracturas CRETACICO S MEDIO Y Carbonatos fracturados Y INFERIOR Carbonatos fracturados Ø =4-6% TITHONIANO M Y M S JURASICO SUPERIOR KIMMERIDGIANO Banco oolítico S OXFORDIANO MED Y SAL Arenas de playa y eólicas CALLOVIANO Figura 5. algunas rellenas por calcita y otras con impregnación de aceite. Sello En este yacimiento funcionan como sello las margas de edad Cretácico Superior. en tanto que el sello inferior está conformado por la anhidrita. incorpora un volumen original 3P de aceite de 633. La cima se encuentra a 5. Figura 5. con una distribución regional en toda el área del Litoral de Tabasco. está constituido por mudstonewackestone de bioclastos e intraclastos café claro a crema. En dirección Sur presenta un límite convencional por echado. la saturación de agua de 21 por ciento y el yacimiento tiene una presión original de 1.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La reserva 3P asciende a 97. Reservas El yacimiento descubierto por el pozo Xulum-101A.15 Mapa de localización del pozo Bato-1 ubicado 55 kilómetros al Sureste de la ciudad de Reynosa. respectivamente. Tamaulipas.066 kilogramos por centímetro cuadrado.656 metros verticales. en tanto las reservas 1P y 2P ascienden a 7. 56 . Se realizaron dos pruebas de presión-produc- ción en este yacimiento y se obtuvo un aceite de 16.3 y 17.Descubrimientos cierre contra falla y en la parte Oriental y Occidental contra domos salinos.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.5 grados API en ambas pruebas. La porosidad promedio estimada es de 5 por ciento. Yacimiento El yacimiento Xulum. Roca generadora La roca generadora está constituida por una secuencia de lutitas bituminosas y calizas arcillosas de edad Jurásico Superior Tithoniano.4 millones de barriles y 76 mil millones de pies cúbicos de gas. 6 millones de pies cúbicos de gas natural. asociadas a barras y canales dentro del play Vicksburg de edad Oligoceno.039 mmpcd PP4: 3925-3949 m Fract . que equivalen a 49. Bato-1 E Oporto-1 1.616 mmpcd 3. P=2600 psi Qg=2.15.5 PP3: 4436 .5135 m Fract . 57 . En las cuencas de Burgos y Veracruz de la Región Norte.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.3 Descubrimientos terrestres Los descubrimientos en áreas terrestres en este año han tenido un incremento notable durante 2007. que representan 340. descubrimientos más significativos de 2007.Las reservas de hidrocarburos de México 5.586 mmpcd PP1: 5376 .353 mmpcd Qc=16 bpd Qa=58 bpd 2.0 PP2: 3703-3707 m Qg=2. Paché-1 y Tajón-101 en el Activo Integral Bellota-Jujo.2 millones de aceite y 244.5 PP4: 3276-3283 m Qg=4. En las Cuencas del Sureste de la Región Sur. Tamaulipas.0 Cuenca de Burgos Bato-1 El pozo se localiza aproximadamente 55 kilómetros al Sureste de la ciudad de Reynosa. en el municipio de Río Bravo. Pesero-1 W 1.5391 m Fluyó Gas S/P Figura 5.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.16. donde ha continuado una intensa dinámica de perforación. o 291. como se observa en la figura 5. dentro del área correspondiente al proyecto de inversión Burgos-Reynosa y en el cubo sísmico 3D Mazorca-Pesero. En conjunto las regiones Norte y Sur incorporaron 193.4 millones de barriles de aceite y 671. Geología estructural La estructura de este pozo fue producida por el sistema de rotación de bloques asociada a la falla de crecimiento.2 millones de barriles de aceite y 426. Su objetivo fue el de incorporar reservas de gas en secuencias arenosas deltaicas. Esto como resultado principalmente de los descubrimientos de los pozos Cráter-1 en el Activo Integral SamariaLuna.10/64” P=6000psi Qg=4. se lograron incorporar 191. figura 5. generando un anticlinal con la misma orientación y su cierre se presenta contra esta falla de crecimiento y hacia el Sur y al Este por echado de la estructura.16 Sección sísmica con dirección Oeste-Este donde se muestra la relación estructural y estratigráfica del pozo Bato-1 con respecto a los pozos Oporto-1 y Pesero-1.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.353 mmpcd 2. se logró incorporar 2.0 PP2: 5122 .6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.4442 m P=1240 psi Qg=0.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reserva 3P A continuación se explica el detalle de los . de dirección Suroeste a Noreste. Trampa La trampa esta asociada a la rotación de bloques producida por la falla de crecimiento. se interpretan como de facies de tipo canalizadas. profundidad. los desaFigura 5. con una porosidad promedio de 13. con rangos de carbono orgánico total entre 13 y 43 por ciento y un índice de potencial generador moderado. como se observa en el patrón del registro. Para los otros dos intervalos.17.7 por ciento. que es de tipo granocreciente. Roca sello La roca sello del play corresponde a paquetes arcillosos con espesores considerables de hasta 100 metros. saturación de agua de 43 por ciento y una permeabilidad de 0. de acuerdo a la interpretación de registros.500 metros de física de las arenas.17 Mapa de impedancia acústica con sobreposición del rrollos arenosos se acuñan conforme se alemodelo geológico y estratigráfico de la arena productora 3925.5 milidarcies. regularmente clasificados. subredondeados. Tres pruebas de producción resultaron satisfactorias y corresponden a la formación Vicksburg de edad Oligoceno. jan de la falla principal limitando la extensión de la trampa. es el de facies de barras asociadas a un sistema fluviodeltaico. En el lado del bloque bajo de la falla se encuentra la zona donde se desarrollan las trampas en los diferentes niveles estratigráficos. núcleos y muestras de canal. asociada a la calidad petroEl pozo se perforó hasta alcanzar 5. La trampa es de tipo estructural con Estratigrafía componente estratigráfica.8 miles de millones de pies cúbicos. figura 5. en tanto las reservas originales . la columna geológica penetrada está constituida por sedimentos que van de la formaYacimiento ción Vicksburg del Oligoceno hasta el PlioPleistoceno que se encuentra aflorando.Descubrimientos Roca generadora La roca generadora de hidrocarburos para esta área corresponde a lutitas pertenecientes a la formación Wilcox del Eoceno. conteniendo considerable acumulación de materia orgánica tipo III. El modelo geológico que se interpretó para las rocas del primer intervalo. 58 Los yacimientos están constituidos por arenas gris claro de grano fino de cuarzo. con buenas características de roca generadora. Reservas El volumen original 3P de gas es 61. Veracruz. 59 .820 y la traza 1.200 del estudio sismológico Zafiro-Perdiz 3D.9 y 37. Veracruz Cuenca de Veracruz Obertura-1 El pozo Obertura-1 se localiza geológicamente. en la Cuenca Terciaria de Veracruz y geográficamente a 62 kilómetros al Sur del puerto de Veracruz.Las reservas de hidrocarburos de México 1P 2P y 3P estimadas son de 10. 19.0 miles de . Estratigrafía Este yacimiento se encuentra en un abanico submarino dominado por canales meándricos trenzados.2. figura 5. por lo cual es muy común que las columnas cortadas por los pozos presenten una base Figura 5. Se posicionó en el cruce de la línea 2. respectivamente. Este sistema de canales se deposita bajo condiciones progradantes.18 Mapa de localización del pozo Obertura-1 en la Cuenca Terciaria de Veracruz. millones de pies cúbicos de gas.18. Su objetivo fue evaluar el potencial económico de las rocas depositadas como facies canalizadas y desbordes asociados a abanicos de piso de cuenca de edad Plioceno Inferior. La estructura presenta una orientación general Noroeste a Sureste y su componente estratigráfica se interpretó como un abanico de piso de cuenca en facies de canales y diques. Geología estructural El pozo Obertura-1 se encuentra estructuralmente situado en una trampa combinada. a 62 kilómetros del puerto de Veracruz. 99 mmpcd P= 1880 psi 1/4 ” MS -PI. compuesta por rellenos de canal y una cima de complejos de diques y lóbulos.500 MS -6. Trampa La trampa es principalmente estratigráfica con una componente estructural. que es productora en los campos Cocuite y Cehualaca.Descubrimientos NW Obertura-1 SE 1. probables y posibles.20 Configuración estructural del yacimiento Obertura mostrando la distribución de áreas de reservas probadas.785 60 .19 Sección sísmica que ilustra la trampa en el pozo Obertura-1 definida por anomalías de amplitud sísmica.000 PP1: 1389 -1397 m Qg= 2.9 MS -9 Figura 5.377 mvbnm 8 L2 20 Obertura-1 Área (Km2) Probada: 0. 0 20 T1 O S E Base de columna de gas conocida 1.7 Figura 5. característica de esta secuencia.7 Área (Km2) Probable: 1. la forma y extensión de la N Área (Km2) Posible: 1.5.7 1. 347 milidarcies y la saturación de agua promedio de 20 por ciento.4. de millones de pies cúbicos de gas respectivamente. definen las áreas posibles a pesar de que estructuralmente se encuentren en posición más favorable de acuerdo al modelo estructural. la permeabilidad de 1. Roca almacén del campo Cocuite.5 kilómetros al Noroeste de la ciudad de Paraíso. Yacimiento Para el intervalo de la prueba de producción 1. en función de la incertidumbre asociada y calibrada con las características de los patrones de reflexión sísmica. fragmentos de pedernal y glauconita. como se muestra en la figura 5. probables y posibles. 61 . Reservas Está constituida por areniscas de grano fino a medio. 22. asimismo se determinaron las áreas con diferentes categorías de reservas. fragmentos de roca ígnea como en el caso del campo Lizamba.19. La porosidad promedio calculada fue de 32 por ciento. se obtuvo espesor neto impregnado de 15 metros.0 miles de millones de pies cúbicos de gas. Tabasco. La porosidad es principalmente secundaria e intragranular de tipo móldica. caso N O S E El volumen original 3P de gas es de 61. probadas. que define el área probada.5 miles .8 y 30.Las reservas de hidrocarburos de México trampa fue interpretada por la expresión de las anomalías sísmicas. y las áreas con baja amplitud sísmica. existen minerales como siderita o dolomita ferrosa. fragmentos de rocas calcáreas.21 El pozo Tajón-101 se ubica 9. Los granos identificados incluyen cuarzo monocristalino. plagioclasa. en la llanura costera del Golfo de México. Como accesorios. presenta poros intergranulares abiertos. Tajón-101 Paraíso Frontera Coatzacoalcos Villahermosa 0 10 20 30 40 50 km Figura 5.20. en tanto las reservas originales 1P 2P y 3P estimadas son de 7. figura 5. esmectita y/o illita/esmectita combinada. El pozo se encuentra en una zona de mediana a alta amplitud sísmica. Descubrimientos N O S E Figura 5.22. con ausencia de rocas del Cretácico Medio. productores en el área. figura 5. margas y lutitas de edad Cretácico Superior Maestrichtiano y Paleoceno.21.468 metros. El objetivo fue incorporar reservas de hidrocarburos en rocas del Cretácico Superior. El pozo Tajón-101 alcanzó una profundidad desarrollada de 6. Geología estructural La estructura que conforma el yacimiento corresponde a un anticlinal ligeramente alargado en dirección Noreste a Suroeste. Subyaciendo a estos se identifica una secuencia de carbonatos de edades comprendidas del Cretácico Inferior al Cretácico Superior y que se han interpretado como el bloque autóctono de esta estructura. . Cuencas del Sureste Tajón-101 Norte. en el área Mesozoica de Chiapas-Tabasco. resultó productor de aceite ligero. el cierre es por echado de la capa a la profundidad de 6. La mitad inferior se localiza en tierra y la superior en el mar.22 Configuración estructural de la cima del Cretácico Inferior en el campo Tajón. las cuales descansan sobre un bloque alóctono constituido por una secuencia invertida de carbonatos del Cretácico Inferior Valanginiano y del Cretácico Superior.300 metros. Esta secuencia sobreyace a sedimentos arcillocalcáreos. Los terrígenos de la base del Mioceno Medio son cortados por una falla normal que los pone en contacto con sal y anhidrita. al 62 La columna geológica atravesada comprende rocas que van del Cretácico Inferior al Reciente.5 kilómetros al Noroeste de la ciudad de Paraíso. Tabasco. está limitado al Sur y al Oeste por fallas normales y al Este por una falla inversa. 9. figura 5. Estratigrafía El pozo se ubica geológicamente en la llanura costera del Golfo de México. Medio e Inferior. 000 Figura 5.23 Sección sísmica en profundidad mostrando la complejidad estructuralestratigráfica en el yacimiento Cretácico del campo Tajón. Reservas El volumen original 3P es de 651. Yacimiento rriles por día de aceite superligero de 34 grados API y 3 millones de pies cúbicos de gas. Las reservas probadas son de 13. que corresponden a 135. Cráter-1 El yacimiento lo constituyen los carbonatos del Cretácico Inferior.6 millones de barriles de aceite y 424. en la zona costera del Golfo de México. Su 63 . Las reservas totales son 116.4 millones de barriles de aceite y 8.000 6.3 miles de millones de pies cúbicos de gas.000 7.000 5.Las reservas de hidrocarburos de México W Tajón-101 E 3. a 12 kilómetros al Suroeste de la ciudad de Frontera. Se encuentra flanqueado al Occidente por el campo Luna y al Oriente por el campo Tizón. en tanto que hacia el Oriente está limitada por una falla inversa que la separa del campo Puerto Ceiba.0 miles de millones de pies cúbicos de gas. y las reservas 2P ascienden a 116. La producción inicial medida fue de 4.500 baGeológicamente se ubica en el área Mesozoica Chiapas-Tabasco.7 miles de millones de pies cúbicos de gas.000 4. Medio y Superior. Trampa La trampa es de tipo estructural y corresponde al bloque autóctono de una estructura anticlinal orientada de Noreste al Suroeste. La porosidad promedio es de 4 por ciento y la saturación de agua de 14 por ciento. Sello El sello está formado por una secuencia constituida por margas y lutitas calcáreas del Maestrichtiano y del Paleoceno. Tabasco. productores en el campo Puerto Ceiba y se encuentran constituidos por mudstone café claro con abundantes microfracturas impregnadas de aceite ligero.9 millones de barriles de aceite y 76.9 millones de barriles de aceite y 76.0 miles de millones de pies cúbicos de gas. figura 5.479 metros.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.23. delimitada al Sur y al Oeste por fallas normales. El pozo alcanzó una profundidad de 6. figura 5. de tipo estructural.718 metros constituido por una secuencia terrígena de lutitas y areniscas. las cuales fueron depositadas en facies de plataforma. El intervalo de 5. Se encuentra separado del campo Tizón por una falla inversa con dirección Noroeste a Sureste. Sello El sello lo constituyen las rocas carbonatadas del Cretácico Superior y las lutitas de la secuencia terciaria del Paleoceno. talud y cuenca.25.Descubrimientos N O S E Frontera Cráter-1 Coatzacoalcos Villahermosa 0 10 20 30 40 50 km Figura 5. El Terciario tiene un espesor de 5. semejante a los alineamientos estructurales de los campos vecinos Tizón y Luna. En el área las estructuras muestran una tectónica compresiva. Yacimiento Está constituido por dolomías mesocristalinas depositadas en ambiente de cuenca del Cretácico Medio. La estructura Cráter presenta una mejor posición estructural que el campo Tizón.24 El pozo Cráter-1 se ubica 12 kilómetros al Suroeste de la ciudad de Frontera. objetivo fue evaluar e incorporar reservas en rocas del Cretácico Superior. el Mesozoico cortó un espesor de 698 metros de rocas carbonatadas fracturadas y dolomitizadas. misma que dió origen a la Sierra de Chiapas. Tabasco. Geología estructural El campo es parte de un anticlinal asimétrico con una tendencia regional del Noroeste al Sureste.010 metros resultó productor de . 64 Trampa La trampa es de edad Cretácico Medio. Estratigrafía La columna estratigráfica perforada en el pozo Cráter-1 comprende rocas que van en edad del Jurásico Superior Kimmeridgiano al Reciente.24. se encuentra en un anticlinal asimétrico limitado en sus flancos por fallas inversas. Medio e Inferior. a excepción del lado Noreste donde tiene cierre propio.980-6. figura 5. del campo Cráter. 65 . formación Agua Nueva.Las reservas de hidrocarburos de México N O S E Figura 5.26 Ubicación del pozo Paché-1 a 39 kilómetros al Noroeste de la ciudad de Villahermosa. Tabasco. N O S E Frontera Coatzacoalcos Paché-1 Villahermosa 0 10 20 30 40 50 km Figura 5.25 Configuración estructural de la cima del Cretácico Superior. Geología estructural La estructura que conforma el yacimiento. En el bloque II. El yacimiento se encuentra dividido por una falla en dos bloques. aproximadamente a 39 kilómetros al Noroeste de la ciudad de Villahermosa.Descubrimientos aceite superligero de 44 grados API.648 barriles de aceite y 16.27 Configuración estructural del Cretácico y el plan de desarrollo del campo Paché. no perforado por el pozo Paché-1.8 millones de barriles de petróleo crudo. Reservas Las reservas 3P son 14.000 metros. Forma parte del proyecto Comalcalco y geológicamente pertenece al área Mesozoica de Chiapas-Tabasco. El pozo resultó productor de aceite superligero de 40 grados API y su objetivo fue evaluar e incorporar hidrocarburos en rocas calcáreas del Cretácico Medio e Inferior.8 millones de barriles de aceite y 174. 66 . figura 5.9 millones de pies cúbicos día de gas. se perforará un pozo delimitador con Figura 5. que equivalen a 55.26. la profundidad total alcanzada fue de 6. En el centro se encuentra una falla que divide al campo en dos bloques principales. Tabasco. Paché-1 El pozo Paché-1 se localiza en la llanura costera del Golfo de México. tiene una porosidad promedio de 3 por ciento y saturación de agua promedio de 16 por ciento. La producción inicial diaria medida fue de 1. corresponde a un anticlinal ligeramente alargado en la dirección Noroeste a Sureste y está delimitada por dos fallas inversas con la misma dirección.0 miles de millones de pies cúbicos de gas. Los restantes 950 metros corresponden a rocas carbonatadas del Cretácico Superior. consistente de una gruesa columna de sedimentos siliciclásticos marinos y se encuentra representado por intercalaciones de lutitas con delgadas alternancias de arenisca de diferentes tipos de grano. los primeros 5.29 Línea sísmica mostrando una sección transversal del campo Paché.Las reservas de hidrocarburos de México Campo Bellota (B-Nte) Estructura Naguín Estructura Lumal Campo Paché (B-II) Estructura Bocbil Campo Bellota Campo Paché (B-I) Campo Edén-Jolote Campo Cobra Figura 5.27 y 5.28. figuras 5.000 metros verticales. 67 .050 metros co- rresponden a sedimentos terrígenos que comprenden edades desde el Terciario Paleoceno al Reciente. Estratigrafía La columna geológica atravesada por el pozo Paché1 es normal y representa una secuencia de rocas de 6. relacionadas a un marco regional Figura 5. el propósito de reclasificar reservas no probadas a probadas. Se muestra la relación estructural entre los bloques del yacimiento.28 Imagen tridimensional de la estructura del campo Paché. Como se puede observar. Trampa La trampa del yacimiento de edad Cretácico Medio e Inferior es de tipo estructural.2 millones de barriles de aceite y 641.5 miles de millones de pies cúbicos de gas. La incorporación de reservas por actividad exploratoria muestra un incremento constante de 2004 a 2007.7 millones de pies cúbicos de gas.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. hacia el Norte por un domo salino. La reserva 3P o total asciende a 58. muestran que la porosidad promedio es de 5 por ciento y la saturación de agua de 12 por ciento. Las incorporaciones más importantes de 2007 se lograron en las Cuencas del Sureste. plásticas del Paleoceno. El 62.053. Reservas El volumen original total 3P es de 234. representan el 43. Por tipo de fluido de los yacimientos. por cuarto año consecutivo la incorporación de reservas se ha logrado mantener por arriba de lo 900 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. corresponde al bloque autóctono de una estructura anticlinal orientada de Noroeste a Sureste.4 se presentan los volúmenes de reservas descubiertos en el periodo 2004 a 2007 por cuenca.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en 3P es decir aportaron el 82. y se reportan al primero de enero del año siguiente.1 por cien. para un total de 96.1 millones de barriles de crudo ligero y superligero. La producción inicial medida fue de 3. El incremento de la incorporación es de 9. y hacia el Sur por cierre estructural.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. hacia al Este y Oeste se encuentra limitada por fallas inversas.0 por ciento con respecto a 2006. especialmente las de aceite ligero y superligero en las Cuencas del Sureste.Descubrimientos transgresivo y las rocas del Jurásico Superior Tithoniano se encuentran depositadas en un ambiente de mar profundo.5 por ciento de estos hi- . las reservas descubiertas de aceite a nivel 3P se incrementaron. incremento muy significativo si se considera que los aceites ligeros son los que tienen mayor valor económico y son estratégicos para el manejo de la producción total. Trayectoria 5 .29. abarcando una gran extensión lateral.8 miles de millones de pies 68 cúbicos de gas. con 865. Sello A nivel regional el sello está constituido por lutitas bentoníticas. gas natural y petróleo crudo equivalente. para aceite. Las propiedades petrofísicas interpretadas por los registros geofísicos y núcleos. to del total nacional. 4 Trayectoria histórica de los descubrimientos En el cuadro 5.274 barriles por día de aceite y 9. Yacimiento El yacimiento productor de hidrocarburos se localiza en la formación Cretácico Medio e Inferior y está constituido por mudstone café claro con abundantes microfracturas impregnadas de aceite ligero. Roca generadora La roca generadora es de edad Jurásico Superior Tithoniano y se conforma de calizas arcillosas con abundante materia orgánica y amplia distribución regional. en 2007 se rebasó el nivel de mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente al alcanzar las reservas 3P descubiertas 1.2 por ciento de los volúmenes de aceites descubiertos durante el periodo que equivale a 306.6 millones de barriles de aceite y 160. Estas magnitudes corresponden a los volúmenes descubiertos en cada uno de estos años. producto de las inversiones realizadas desde 2004. con un espesor que fluctúa en el área entre 150 y 200 metros. figura 5. 2 12.0 488.8 1.8 por ciento del gas natural en el país.0 718.1 0.8 7.7 2.6 76.7 0.3 0.6 556.3 2 0 0 7 To t a l 129.0 Golfo de México Profundo 0.0 Sureste 62.0 2.7 950.2 Aceite mmb 543.0 340.3 49.3 drocarburos son aportados por la Región Sur.7 21.6 0.8 0.0 15.1 351.8 por ciento del total nacional.0 160. Los incrementos con respecto a 2005.0 1. 1P Año Cuenca 2 0 0 4 To t a l Burgos Sabinas Sureste Tampico-Misantla Veracruz 2 0 0 5 To t a l Burgos Sureste Tampico-Misantla Veracruz Aceite Gas natural Total mmb mmmpc mmbpce 120.9 13.0 52.0 440.4 276.0 20.2 664.9 por ciento y 260. En este año las reservas 3P de gas natural alcanzaron cifras de 1.1 0.0 45.7 467.8 por ciento comparado con 2005. fue de 157.3 349.0 0.8 650. en el año 2007.8 0.0 166.6 0.6 24.4 417.141.3 966.3 646. fueron de 59.4 64.7 105.0 151.0 0.5 129.0 86.3 0.4 62.4 y 84.0 706. reflejo indudable de la estrategia de enfocar los esfuerzos a áreas que junto con la Cuenca del Golfo de México Profundo contienen la mayor cantidad de los recursos prospectivos del país.6 79.4 675.6 133.7 708.3 1.6 312.3 308. En cuanto a reservas de gas natural en nuestro país.6 62.0 779.4 145.6 138.5 0. las Cuencas del Sureste muestran un continuo incremento.0 por ciento y con respecto a 2004 de 21.2 182.4 128.1 Burgos 0.9 por ciento con el año 2005.0 302.0 0.8 8.6 34.0 181.4 290. y 48.5 0.9 865.140. Las reservas 3P de gas natural asociado incorporado asciende a 462.4 20. En cuanto a las reservas 2P de petróleo crudo equivalente.999.4 0.6 108.7 76.2 32.9 11.1 182.3 15.6 462.2 Burgos 0.8 80.2 205.8 43.7 miles de millones de 69 .3 miles de millones de pies cúbicos.4 944.0 98.2 341.6 181.3 487.2 por ciento.9 Veracruz 3.0 730.4 15.2 76.7 0.6 1.5 55.1 830.0 Sureste 128.7 412.2 3P Gas natural Total mmmpc mmbpce 1.0 168.6 598.9 1.1 34.1 67.5 37.604.6 0.6 por ciento con respecto al año 2006.2 93.1 12.4 6.3 778.2 264. Los mayores volúmenes descubiertos de aceite continúan localizándose en las Cuencas del Sureste.8 37. El incremento de los descubrimientos de reservas de aceites ligeros y superligeros es de 34.5 54. representan el 28.9 311.0 142.9 42.4 0.3 7.4 0.8 2P Gas natural Total mmmpc mmbpce 1.7 672.0 136.6 66.4 708.6 37.8 8.2 333.180.9 47.5 34.1 196.6 138.6 0. los logros continuaron siendo muy importantes derivado principalmente de los resulta- dos en la Cuenca del Golfo de México Profundo y en menor proporción de la Región Norte.9 65.0 396.0 0.1 2.3 548.4 242. En los años de 2006 y 2007 la contribución de reservas 3P de gas natural de las Cuencas del Sureste y Golfo de México Profundo ha sido de 83.2 16.0 158.8 Veracruz 0. que con respecto a 2006.2 0.7 244.3 240.9 63.8 Aceite mmb 219.8 9.0 166. por la Región Marina Suroeste.0 466.6 6.0 104.6 0.053.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2004-2007.154.0 0.9 155.0 Golfo de México Profundo 0.6 95.2 142.9 39.2 344.8 232.0 154.0 575. Las reservas de gas natural no asociado incorporadas alcanzaron 1.6 27.2 916.0 miles de millones de pies cúbicos de gas.7 47.9 50. lo que resulta de la estrategia de incrementar la incorporación de descubrimientos de yacimientos de aceite.7 34.0 311.4 591.722.1 29.604.0 0.2 110.6 62.Las reservas de hidrocarburos de México Cuadro 5.787.1 25.5 2 0 0 6 To t a l 66.0 0.4 3. y el restante.5 14.9 15.2 65.7 78. tipo de indicador que se desea estimar. De la misma manera.4 miles de millones de pies cúbicos de gas.4 y 74. El emplear 1P 2P o 3P dependerá del objetivo a eva. futuro inmediato y no se considera el crecimiento de esta reserva en el tiempo a través de la reclasificación de reserva probable y posible a probada. En cam- porcentaje 65. De acuerdo a lo anterior.8 miles de millones de pies cúbicos de gas en reservas 3P que . Así. Por ejemplo. . los resultados serán diferentes y la actividad a juzgar será diferente también.7 3P 2P 1P 2004 2005 2006 2007 Figura 5. Las cuencas de Burgos y Veracruz aportaron 168. Destaca el descubrimiento de Lalail en la Cuenca del Golfo de México Profundo. 70 . las revisiones o los desarrollos. tores que seguramente se darán en el tiempo. la tasa de reposición es un indicador que presenta variantes en su uso y aplicación.9 8. luar. Como en años anteriores.5 17. producto de la actividad de delimitación y de desarrollo. dependiendo de la actividad que se desee evaluar. es conveniente indicar que esta tasa de reposición de reservas corresponde al cociente de la reserva descubierta en un periodo. esta misma definición puede ser ampliada para incluir un periodo mayor a un año. con 708.30. pero la actividad exploratoria o de desarrollo es de largo plazo. La trayectoria de la tasa de reposición de reservas en el periodo 2004 a 2007 se observa en la figura 5.2 42.Descubrimientos pies cúbicos que representó 71.3 11. hasta la mas alta obtenida al cierre de 2007 de 65.5 11. representa el 62.1 28. que puede ser 1P 2P o 3P entre la producción correspondiente al .9 59. mismo periodo.4 59. Desde luego que esta definición así como está es restrictiva. pues no considera otros elementos como las revisiones y los desarrollos.30 Trayectoria de la tasa de reposición para las reservas 1P 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.2 14.2 por ciento del gas natural incorporado en el año 2007. Es conveniente mencionar que la decisión de emplear en el numerador la reserva 1P 2P o 3P es función del . El argumento es que los descubrimientos son puntuales. dado su carácter puntual. . bio si se utiliza la reserva 3P se consideran estos fac.7 56. esta definición u otras son necesarias para entender el futuro de una empresa petrolera.7 25.7 por ciento. . así como si se incluyen en el numerador de esta relación otros elementos como las delimitaciones.1 por ciento del gas natural no asociado descubierto en el país. si en el numerador se elige la reserva 1P se observa el .9 por ciento. muestra un continuo ascenso desde 2004 con 56.