Activo Integral Poza Rica-Altamira
Junio 2011
Bloque
Arenque
Activo Integral Poza Rica-Altamira
1. Introducción
2. Descripción de la cuenca
3. Características principales
4. Historia de exploración y desarrollo
5. Producción por campo y reservas
6. Infraestructura y manejo de hidrocarburos
7. Prácticas de perforación
Este bloque se ubica en la plataforma continental en aguas territoriales, a 30 Km de la ciudad de Tampico, Tamaulipas. Cubre una superficie aproximada de 2,035 Km² conteniendo los campos: Arenque, Lobina, Jurel, Merluza y Náyade. Geológicamente, se localiza en la porción este de la Cuenca Tampico Misantla. En el bloque Arenque se han perforado a la fecha 51 pozos, de los cuales 17 pozos están en operación, 13 pozos están cerrados y 21 están taponados.
Actualmente, se producen 5,600 bpd de aceite, 2,500 bpd de agua y 22 MMpcd de gas. El crudo que se produce en estos campos es de tipo pesado a ligero, con densidad que varía de 19 a 32°API; la presión actual del yacimiento varía de 300 a 576 Kg/cm2. El sistema de
producción de los pozos es fluyente. Los yacimientos del área son una combinación de trampa estructural y estratigráfica desarrollada en el borde de un bloque alto de rift (altos del basamento), en cuyos bordes se depositó la secuencia de arenas y bancos oolíticos del Play San Andrés del Jurásico Superior.
En el área hay tres levantamientos sísmicos con cobertura del 100% y de excelente calidad: cubo Arenque-Lobina Q-marine en profundidad, cubo Sardina en tiempo y el cubo Jurel en profundidad.
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INTRODUCCIÓN
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DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA
La Cuenca Tampico-Misantla se ubica en el oriente de México y comprende desde el extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central del Estado de Veracruz, porciones orientales de San Luís Potosí, Hidalgo, norte de Puebla y la plataforma continental hasta la isobata de 200 m.
El basamento cristalino está constituido por rocas ígneas y metamórficas con edades que varían desde el Pérmico hasta el Jurásico Medio. En la columna sedimentaria de la Provincia Tampico-Misantla se reconocen las siguientes tectono-secuencias:
La primer tectono-secuencia (Synrift) inicia en el Triásico con el depósito sobre el basamento de clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos de lava de la Formación Huizachal del Triásico Tardío al Hettangiano, seguidos por una secuencia transgresiva marina de areniscas y lutitas de la Formación Huayacocotla del Jurásico Inferior durante el Hettangiano-Pliensbachiano. En el Jurásico Medio se restablecieron condiciones continentales y se depositaron clásticos de la Formación Cahuasas. Una nueva transgresión favoreció el depósito de calizas oolíticas de la parte inferior de la Formación Huehuetepec.
Ubicación de la Cuenca Tampico-Misantla
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DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA
Sobre estas formaciones se depositaron en el Calloviano calizas arenosas, y bioclásticos arcillosos de la Formación Tepexic, la cuales fueron sobreyacidas por calizas arcillosas y carbonosas de aguas profundas de la Formación Santiago al alcanzar la máxima transgresión en el Oxfordiano. Alrededor de los altos de basamento se desarrollaron rampas carbonatadas en las que se depositaron en la parte interna calizas arcillo-arenosas de la Formación San Pedro y oolíticas de la Formación San Andrés y sus equivalentes laterales de la Formación Chipoco y de cuenca de la Formación Tamán. Estas facies alcanzaron su máximo desarrollo durante el Kimmeridgiano extendiéndose hacia la cuenca, sobre todo durante el siguiente descenso del nivel del mar, observándose en algunas zonas un cambio abrupto de la Formación Santiago a Chipoco y/o San Andrés.
Las calizas arcillosas y carbonosas de la Formación Pimienta cubren regionalmente a las de las formaciones Tamán, Chipoco y San Andrés durante el Tithoniano. Hacia el final del Jurásico se depositó sobre la Formación Pimienta un paquete delgado de clásticos correspondientes a la Formación La Casita, derivado de la erosión de las zonas expuestas de basamento.
La tectono-secuencia Margen Pasivainicia con el depósito de calizas oolíticas y bioclásticas del miembro inferior de la Formación Tamaulipas Inferior del Berriasiano-Valanginiano mientras que hacia el área de Tuxpan se desarrolló un borde arrecifal representado por las calizas de la Formación El Abra bordeado por sedimentación de talud de la Formación Tamabra.
A finales del Cenomaniano esta plataforma sufre una exposición subaérea particularmente prolongada y con la transgresión subsiguiente se restableció la sedimentación carbonatada somera, más adelante debido al ascenso relativo del nivel del mar se depositaron calizas pelágicas carbonosas de la Formación Agua Nueva del Turoniano sobre las formaciones El Abra, Tamabra y Tamaulipas Superior, posteriormente calizas arcillosas con intercalaciones de bentonita de la Formación San Felipe seguidas por margas, calizas arcillosas y lutitas
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DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA
calcáreas de la Formación Méndez marcando el final de la tectono-secuencia Margen Pasiva.
La tectono-secuencia Antefosa se caracteriza por el cambio de sedimentación carbonatada a terrígena, estos últimos depósitos cenozoicos marinos fueron definidos originalmente como Cuenca Tampico-Misantla por López-Ramos (1956).
El perfil batimétrico tendía a ser de tipo rampa o con zonas relativamente estrechas, en las que los sistemas costeros pasaban a una zona de prodelta o talud en el que predominaba el transporte por corrientes de turbidez, flujos de escombros y deslizamientos.
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CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
La columna geológica de la base a la cima, inicia a partir de un basamento cristalino de edad Paleozoico, sobreyacido por rocas calcáreas de edad Jurásico y Cretácico Inferior; sobre las anteriores se depositaron sedimentos de borde de plataforma del Cretácico Medio (crecimientos arrecifales de la Formación El Abra) que cambian de facies lateralmente hacia el talud (Formación Tamabra) y hacia el interior de la plataforma (facies de post-arrecife), mismos que subyacen a rocas del Cretácico Superior hacia el interior de la plataforma y por otra parte en las zonas correspondientes a los crecimientos arrecifales se denota una clara discordancia que pone en contacto las facies del Cretácico Medio con los sedimentos clásticos del Terciario, éstos últimos constituyen el resto de la columna hasta llegar al reciente.
Estructuralmente, el borde de la plataforma carbonatada se caracteriza por fallas mayores lístricas de gravedad en los sedimentos terciarios, buzando hacia la cuenca y uniéndose en un nivel de despegue principal (intervalo lutítico del Terciario Basal).
Los yacimientos del área son una combinación de trampa estructural y estratigráfica desarrollada en el borde de un bloque alto. El área está cubierta en su totalidad por sísmica tridimensional (3D) adquirida en septiembre de 2002 y procesada en noviembre del mismo año (migración post-apilado); posteriormente, se realizó el proceso migración pre-apilado en tiempo, en mayo de 2005.
A finales del Cenomaniano, esta plataforma sufrió una exposición subaérea particularmente prolongada, con la transgresión subsiguiente, se restableció la sedimentación carbonatada somera. Más adelante, debido al ascenso relativo del nivel del mar, se depositaron calizas pelágicas carbonosas de la Formación Agua Nueva del Turoniano sobre las formaciones El Abra, Tamabra y Tamaulipas Superior, posteriormente, calizas arcillosas con intercalaciones de bentonita de la Formación San Felipe, seguidas por los principales rasgos de interés económico. Incluye rocas de plataforma calcárea de edad Jurásico y Cretácico.
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CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
Estos carbonatos son truncados por una discordancia por erosión de tipo regional con sedimentos clásticos suprayacentes Terciario y Cuaternario deformados por fallas extensionales. Las trampas son de tipo combinado estructural y estratigráfico. Tres niveles son productores.
El yacimiento San Andrés del Jurásico Superior (Jsa), constituido por calizas oolíticas con buena porosidad primaria (18%), aporta la mayor parte de la producción (aceite de 24 a 32°API). El espesor promedio del yacimiento es de 80 m, mientras la profundidad promedio es del orden de los 3,500 m.
La Formación Tamaulipas del Cretácico Inferior cuerpos “A” y “B”, están constituidos de calizas de grano fino con principalmente porosidad inter-cristalina de 12% (dolomitización) y fracturas. Produce aceite de 22°API. El rango de espesor de los yacimientos es de 10 a 30 m.
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CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
El modelo del campo Arenque que en esta primera etapa está enfocado exclusivamente al yacimiento de Jurásico San Andrés, es una Formación que ha sido estudiada por varios autores y fue dividida en seis para-secuencias (KS4, KS3, KS2, KS1, KI2 y KI1) de acuerdo a su litología y ambiente de depósito. Para fines de la construcción del modelo geológico se condensaron estas unidades en las siguientes: Jks4, correspondiente a los Grainstones oolíticos – Arenoso (KS4), Jks3 Grainstones (Banco) oolíticos (KS3), Jks2 Peletoides (KS2) y Jks1 es la combinación de areniscas calcáreas y las secuencias KI1 y KI2 de mudstones y areniscas conglomeráticas respectivamente, que, para simplificar el modelo, se condensó en Jks1, y como base del modelo la cima del basamento interpretado en la sísmica.
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HISTORIA DE EXPLORACIÓN Y
DESARROLLO
El bloque cuenta con los campos productores Arenque, Lobina, Jurel, Merluza y Náyade. El principal campo productor es Arenque, el cual está ubicado a 31 Km al este de la ciudad de Tampico, Tamaulipas. Fue descubierto como productor de aceite y gas asociado en 1968 con la perforación del pozo Arenque 1, terminado en rocas carbonatadas del Cretácico Inferior del pozo Arenque 2 en el Jurásico San Andrés, en 1968. El desarrollo del campo se inició en 1970, con la instalación de las plataformas marinas Arenque “A” y Arenque “B”; posteriormente, en 1974, se instaló la plataforma Arenque “C”. A partir de 1980, el campo fue sometido a inyección de agua únicamente desde la plataforma Arenque “B” y en 1998 se suspendió por alta incidencia de fugas en el acueducto terrestre. Actualmente, se tienen en operación 16 pozos productores.
Se tienen tres cubos sísmicos que cubren el 100% del bloque, el mayor es el cubo Sardina en tiempo, el segundo es el cubo Jurel en profundidad y el tercero es el Q-Marine Arenque–Lobina en profundidad. Adicionalmente, se cuenta con sísmica bidimensional (2D), la cual prácticamente no se utiliza ya que la información sísmica tridimensional (3D) es de excelente calidad.
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HISTORIA DE EXPLORACIÓN Y
DESARROLLO
La exploración en el área inició en 1968 con el pozo Arenque 1, el cual se ubicó en lo alto del basamento no encontrando el Jurásico San Andrés (Jsa), pero quedando productor en el Cretácico Inferior (Kti A), y no fue hasta los años 70 que se perforó el pozo Arenque 2, que fue el descubridor (Jsa) del campo.
En la actualidad se tienen siete localizaciones evaluadas, que en conjunto ofrecen un recurso medio de 277 MMbpce.
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Ubicación de las localizaciones estratégicas
Tabla de localizaciones estratégicas del bloque Arenque
C oorde nadas U TM X C oorde nadas U TM Y P ri nci pal Ti po de H idr ocarbur o P robabi lidad de é xi to ge ol ógi co de los objs indi vi dual e s ó pr obabi lidad de é xi to de l cons ol idado Ti rant e de agua / El e vaci ón de t e rr e no P rof undi dad ci m a de l objeti vo (m e tr os ) Re cursos po tenci al es e n gas e qui val e nt e (M M bpce ) o ace it e e qui val e nt e (M M bl ) P 10 R e cur sos pot e nci al e s e n gas e qui val e nt e (M M bpce ) o acei te e qui val e nt e (M M bl) m e di a R e cur sos pot e nci al e s e n gas e qui val e nt e (M M bpce ) o acei te e qui val e nt e (M M bl ) P 50 R e cur sos pot e nci al e s e n gas e qui val e nt e (M M bpce ) o acei te e qui val e nt e (M M bl ) P 90 Beluga-A 646,125 2,462,881 Aceite ligero 0.37 45 3,280 53.2 22.9 15.1 4.3 Camarón-B 638,516 2,467,651 Aceite ligero 0.45 45 2,860 77.1 33 22.3 5.9 Jurel-C 637,251 2,453,444 Aceite ligero 0.32 48 3,050 149.8 58.8 31.3 6.6 Lobina-D 658,954 2,455,141 Aceite ligero 0.36 48 3,490 37.6 17.2 12.4 4.1 Ostrácodo-E 646,050 2,456,368 Aceite ligero 0.28 46 3,330 167.1 65.4 34.4 7.1 Plancton-F 651,758 2,455,169 Aceite ligero 0.37 50 3,370 22.4 10.9 8.5 3.2 Salmón-G 658,326 2,464,432 Aceite ligero 0.3 70 3,640 175.2 69.2 37.4 8
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PRODUCCIÓN POR CAMPO
Y RESERVA
La producción del bloque Arenque está asociada a los campos Arenque y Lobina. En 1970, se inició el desarrollo del campo Arenque en las plataformas “A” y “B”; en 1975, se perforaron los pozos en la plataforma Arenque “C”; en 1977, se alcanzó la producción máxima de 27,600 bpd de aceite y el yacimiento Jurásico San Andrés alcanzó la presión de saturación. En 1980, se inició la inyección de agua en Jurásico San Andrés. En 1984, se obtuvo la producción mínima de 5,220 bpd; en 1992, inició producción en la Formación Cretácico Tamaulipas Inferior (Kti) “A” con el pozo Arenque 28; en 1998, concluyó la inyección de agua, Wip=15.4 MMbl. En el año 2000, se inició la perforación y producción con pozos horizontales (side tracks); en 2006, se incorporó a explotación el pozo Lobina 1 y, para 2009, se logró producción comercial en Kti “B” con el pozo Arenque 103.
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PRODUCCIÓN POR CAMPO
Y RESERVA
Las reservas del bloque Arenque la conforman los campos Arenque, Lobina y Jurel. El bloque Arenque tiene una reserva probada de 76 MMbpce y una reserva probable de 17 MMbpce. Para este bloque se estima un recurso prospectivo de 994 MMbpce.
En los últimos años, la única actividad que ha tenido el bloque es la re-entrada del pozo Arenque 46; el 22 de mayo de 2010 se iniciaron los trabajos en el pozo Arenque 46 y se abrió ventana a 3,299 metros desarrollados (md), dejando el pozo a una profundidad total de 4,117 md, en agujero descubierto de 4 1/8”.
Reservas del bloque Arenque
Reserva remanente (1 de enero de 2011) 1P MMbpce 2P MMbpce 3P MMbpce 76 93 101
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PRODUCCIÓN POR CAMPO
Y RESERVA
Del 29 de noviembre al 2 de diciembre de 2010, se le realizó una prueba de potencial al pozo Arenque 46, fluyendo por tres estranguladores, registrando presión de fondo fluyendo y obteniendo los siguientes resultados:
Con esta información se realizó la simulación del pozo y con el análisis nodal se determinó que el diámetro óptimo de explotación del pozo es de 10mm (25/64”), con lo que se garantiza que el pozo opere dentro de flujo crítico y se obtenga un gasto de aceite de 1,120 bpd.
Actualmente, se maneja una producción aproximada de 5,600 bpd de aceite y 22 MMpcd de gas proveniente de los campos Arenque y Lobina. Se cuenta con cuatro plataformas marinas y 35 pozos (17 operando, 13 cerrados y 10 taponados), cinco ductos marinos de 12” de diámetro cada uno, de la plataforma Arenque “A” a Arenque “B” con una longitud de 5.4 Km, de Arenque “C” a Arenque “B” de una longitud de 3.1 Km., y Lobina “A” a Arenque “B” con una longitud de 14.7 Km. La plataforma Arenque “B” concentra los hidrocarburos y de ahí se envían a la batería Arenque en tierra por medio de dos oleo-gasoductos, uno de 29.8 Km y otro de 32 Km de longitud.
Tabla de datos de la prueba de la re-entrada Arenque-46
Fecha Estrangulador Presión cabeza (Kg/cm2) Presión fondo fluyendo (Kg/cm2) Gasto de aceite (bpd) % de agua Gasto de gas (MMpcd) RGA (m3/m3) 29-nov-10 16/64 (6.35mm) 124 268 453 0 0.95 374 01-dic-10 20/64 (7.94mm) 104 266 781 0 1.12 256 02-dic-10 25/64 (9.93mm) 88 255 1120 0 1.46 230
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INFRAESTRUCTURA Y MANEJO
DE HIDROCARBUROS
Infraestructura y manejo de la producción
Estructura Pozos Oleogasoductos Batería Arenque Ductos terrestres
Arenque "A"
4 operando 12"Ø x 5.4 Km Arenque "A"
Arenque "B" 2 tanques de almacenamiento de 55,000 bl c/u 2 tanques de almacenamiento de 10, 000 bl c/u 3 separadores de Alta de 29 Mbpd y 50 MMpcd c/u 3 separadores de Baja de 29 Mbpd y 26.5 MMpcd c/u 2 rectificadores de gas de 90 y 30 MMpcd Oleoducto de 16" Ø x 2.2 Km de la bateria Arenque -Refinería Madero Gasoducto de 12" Ø x 1.4 Km de la bateria Arenque – Centro Procesador de Gas
Arenque Acueducto de 10" Ø x 27 Km de la bateria Arenque -Centro de Recolección (CR) Tamaulipas - Constituciones 3 cerrados 3 taponados Arenque "B" 7 operando 5 cerrados 12"Ø x 29.8 Km Arenque "B" - Bat. Arenque 12"Ø x 32 Km Arenque "B" -Bat. Arenque Arenque "C" 5 operando 12"Ø x 3.1 Km Arenque "C" Arenque "B" 4 cerrado 1 taponado Lobina 1 operando 12"Ø x 14.7 Km Lobina "A"-Arenque "B" 1 cerrado 1 taponado
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PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
La perforación es la actividad más costosa de todas las que se realizan en el bloque, por lo tanto, ha sido necesario el empleo de nuevas herramientas que nos permiten conocer en tiempo real los parámetros principales de perforación y de las formaciones atravesadas; asimismo la incorporación de tecnología de perforación direccional de largo alcance y equipos de mayor capacidad para lograrlo.
Durante la perforación de pozos se han presentado problemas operativos debido a la complejidad geológica del subsuelo, baja presión y altas temperaturas de los yacimientos, que normalmente se localizan a profundidades mayores de 3,000 m.
A continuación se presentan los diseños relacionados con la ingeniería básica de pozos para el bloque Arenque.
Estado mecánico tipo direccional
143 m 30” mdbmr 1287 m 3551.5 – 3559 m DISP.: 20-JUL-71, 13 CPM ESTIM.: 23-JUL-71 I TR 13 ”, J-55, 54.5 lb/p 405 m TR 9 ”, N-80, 47 lb/p 1998 m 3501 m TR 7”, N-80, P-110, 32 lb/p B.L. TR 4 ½” a 3432 m Camisa 2” cda. a 3390 m Emacador 415 -D a 3400 m TR 4 ½”, P-110, 15.1 lb/p 3571 m 3578 m P.T. 3579 m 2536 m Válvula de seguridad 5/8 3/8
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PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
135 m 30” mdbmr TR 7 5/8”, N-80, P-110, 39 Lb/pie 3829 m P.T. 3833.3 m TR 16”, J-55, 84 Lb/pie 402 m Boca TR 7 5/8” a 1506.5 m TR 10 3/4”, N-80, P-110, 51 Lb/pie a 2205 m 3802 m 3420 m Corte TR 10 3/4” a 445 m 1363 m Tapón Baker K-1, 10 3/4” a 460 m EZ-DRILL, 10 3/4” a 540 m Cortatubo de TR 10 3/4” a 475 m TR 13 3/8”, HD-521, J-55, 54.5 Lb/pie a 778 m Tie-Back 7” a 2382.4 m TR 9 5/8”, Antares, N-80, 47 Lb/pie a 2600 m Camisa CMD 2 7/8” cda. EUE a 3882 m Emp. Baker SC-2P, 7” a 3892.14 m TR 7”, HD-521, P-110, 32 Lb/pie, a 4183 m B.L. TR 5” a 4005 m TR 5”, P-110, 18 Lb/pie, a 4261 m AGUJERO DESC. DE 4 1/8” A 4334 m II IPez: sonda y cable de registros y pescante arpón (0.5 m) Boca de pez a 4229 m P.T. a 4262 m TP 3 1/2” MVAM, 9.2 Lb/pie Válvula de tormenta, 3 1/2” a 150 m TP 2 7/8”, N-80, 6.4 Lb/pie, Antares Combinación MV, N-80, 6.5 Lb/pie
