Cinco Presidentes

2010 Universidad Veracruzana Facultad de Ciencias Químicas Ingeniaría Petrolera Castillo Castelán Mario Alberto Domínguez Jacinto Carlos Iván López Poumián Oscar Joao Ramos Ricardez Daniel Eduardo

Activo Integral

[CINCO PRESIDENTES]

Justificación Este trabajo está realizado en base a investigación escrita realizada por cada uno de los nombres que se mencionan en este trabajo escrito. El objetivo de este trabajo es proporcionar a los futuros ingenieros petroleros el conocimiento geológico, sobre las áreas de explotación de hidrocarburos en las que se ha organizado internamente PEMEX (Activos Integrales). El presente trabajo presenta las características y datos más sobresalientes e importantes del Activo Integral Cinco Presidentes, entre otros datos mencionaremos: producción, roca generadora, roca almacén, roca sello, kerógeno propias de la zona de ubicación de dicho activo. En este estudio pudimos utilizar los conocimientos previos adquiridos en los cursos anteriores de Geología (Geología General y Geología de Cuencas Sedimentarias) con los cuales pudimos relacionar la historia geológica del lugar con la secuencia estratigráfica y las características de los productos que genera el activo, tanto para delimitar roca generadora, roca almacenadora, roca sello, trampa y migración. Introducción Las acumulaciones de hidrocarburos se encuentran en el oriente de la república mexicana, para llevar a cabo su explotación PEMEX se ha organizado en cuatro subsidiarias; siendo PEMEX Exploración y Producción (PEP) la encargada de los trabajos de explotación de hidrocarburos y su producción, PEP organiza sus actividades en cuatro regiones de las cuales dos son terrestres (norte y sur) y dos marinas ( noreste y sureste) cada región se subdivide en los llamados activo integrales, cuyo objetivo es explorar y producir petróleo crudo y gas en un área determinada, optimizando los costos de operación y logrando mayor eficiencia en las inversiones, para cumplir con los programas de producción y distribución de aceites, gas y condensado, aplicando las normas y procedimientos de seguridad, protección al ambiente. Ubicación El activo integral cinco presidentes se encuentra localizado en el sureste mexicano, comprende el sur de Veracruz, parte del estado de Tabasco y en una menor proporción el estado de Oaxaca, sus principales actividades, las realiza en los municipios de Coatzacoalcos, Agua Dulce, Acayucan, Las Choapas, Moloacán Ixhuatlán del sureste, Nanchital de Lázaro Cárdenas, Minatitlán, Hidalgotitlán, Chinameca, Cuichapa, en el estado de Veracruz, y La Venta, Huimanguillo, Cardenas, en tabasco, sin estar limitado exclusivamente a estos municipios, (Figura 1.). Colinda al Oeste con los Tuxtlas, al norte con las aguas del Golfo de México, al Oriente con el Activo Integral Bellota-Jujo y al sur con la Sierra de Chiapas. Geológicamente se encuentra en la porción continental de la Cuenca salina del istmo, y comprende porción occidental de la cuenca de Comalcalco sus características geológicas, son similares, la literatura consultada refiere que sus secuencias estratigráficas son

similares en litología, además de que el conjunto de rocas generadoras, almacenadoras y sello corresponden a la misma litóloga y a la misma edad, la diferencia entre ambas cuencas es el espesor de los sedimentos del terciario, siendo el espesor mayor en la cuenca de Comalcalco, otra diferencia notable, es la presencia de sal, existiendo la sal abundantemente en la cuenca Salina del istmo y menor en la cuenca de Comalcalco.

Figura1. Ubicación del activo integral cinco presidentes. Historia Geológica Para hablar de historia geológica debemos remontarnos a la geología de la cuenca Salina del istmo, donde se ubica el activo; cuya principal característica es la gran cantidad de diapiros existentes en el subsuelo, dicha cuenca se vio influenciada por dos eventos geológicos que determinaron sus condiciones geológico-estructurales actuales, la apertura del golfo de México en el Jurásico, y el levantamiento de la sierra de Chiapas en el Cenozoico, este último evento propicio la deformación de grandes cúmulos de sales originados por el primero durante el Jurásico Superior en mares epicontinentales, los diapiros característicos de la cuenca se formaron cuando las sales intrusionaron los estratos superiores en zonas de debilidad. Con forme a los datos obtenidos sabemos que en la cuenca los depósitos de sedimentos fueron cambiando desde el Jurasico donde tenemos una serie de sales seguidas con carbonatos y dolomías arcillas, esta serie de carbonatos se extienden hasta el cretácico medio donde empiezan las intercalaciones con lutitas, partir del Cenozoico, después del comienzo de la orogenia laramide y el levantamiento del macizo de Chiapas, la columna

estratigráfica se comienza a ver afectada por elementos terrígenos especialmente por arcillas y limos y la isostasia de la tierra que genera una inclinación hacia el golfo de mexico. Las rocas mesozoicas y paleógenas están estructuradas ya sea por plegamiento y fallamiento con dirección noreste-suroeste y vergencia hacia el noroeste o por rotación de capas en los pedestales de los diapiros salinos; mientras que en el Terciario se presentan estructuras dómicas asociadas a masas salinas, fallas lístricas con inclinación al noroeste que afectan incluso hasta el Mesozoico y fallas lístricas contra-regionales con inclinación al sureste. Roca generadora Según petróleos mexicanos una roca generadora es una roca sedimentaria compuesta de grano muy fino y con abundante contenido de carbono orgánico que se deposita bajo condiciones reductoras y de baja energía, proporcionando a través del tiempo la generación de hidrocarburos. En la zona de ubicación del activo integral cinco presidentes la roca generadora corresponde a caliza arcillosa, café obscuro y negro, en ocasiones parcialmente dolomitizado; además puede estar presente lutita café obscuro, correspondientes a las rocas de la edad Tithoniano. Tienen un espesor de 200 m de los cuales los generadores son 180 m. presenta una porosidad media del 5%. Rocas lutitas Caliza arcillosa

Porosidad 1 - 10 %

Porosidad efectiva 0.5 - 5 %

0.1 - 25 %

0.1 - 5 %

Permeabilidad

10-8 a 10-4 milidarcies 0.05 a 0.5 milidarcies

Tabla 1. Propiedades petrofísicas de las principales rocas generadoras. Roca almacenadora Corresponde a la formación El Encanto que son potentes cuerpos de lutita ligeramente arenosa gris y gris claro, hacia la base se presentan intercalados cuerpos de arenisca blanca de grano fino a muy fino. Con espesores que van de 8 a 32 metros. Poseen una porosidad del media 15-25%. Rocas Arenas

Porosidad 20 - 50%

Porosidad efectiva 10 – 28 %

Permeabilidad 0.01 a 10 milidarcies

Tabla 2. Propiedades petrofísicas de la roca almacenadora. Roca Sello Como roca sello tenemos lutitas y areniscas arcillosas de la formación “Concepción inferior”. La formación concepción inferior está representada por lutitas de color verde oscuro ligeramente arenosas con trazas de yeso, generalmente son plásticas y suelen aparecer lechos delgados de arenisca; hacia su base aparecen leves manifestaciones de hidrocarburo. las características petrofísicas se muestran en la tabla 3.

Rocas lutitas

Porosidad 1 - 10 %

Porosidad efectiva 0.5 - 5 %

Areniscas arcillosas

Permeabilidad

10-8 a 10-4 milidarcies 10-5 a 1 milidarcies

Tabla 3. Propiedades petrofísicas de la roca sello. El Kerógeno La definición y caracterización del kerógeno se ha realizado mediante el análisis geoquímico efectuado a miles de muestras de canal y núcleo, obtenidas durante la perforación de pozos exploratorios. Las características geoquímicas de las rocas tithonianas muestran que la riqueza orgánica original, representada por valores de Carbono Orgánico Total o COT, varía entre 4.5 y 7%, presenta además valores de Índice de Hidrogeno (IH) mayores a 600 mg HC/g COT y valores bajos de Índice de Oxígeno (IO) menores a 50 mg CO2/g COT, estos valores llegan a reducirse por efectos de madurez, por lo que los valores residuales son menores. La calidad de la materia orgánica es buena, está representada por la presencia de materia orgánica rica en liptinitas, principalmente compuesta de algas y material orgánico amorfo que la clasifican como de un kerógeno de tipo II (imagen 1), y en este caso, al ser rocas carbonatadas, existe la presencia de azufre que las llega a clasificar como de tipo IIS.

Imagen 1. Materia orgánica amorfa del Tithoniano con diferente grado de madurez termal bajo luz transmitida. A) Materia morfa en color naranja indicativa de la ventana del petróleo y B) materia orgánica en tono café oscuro que denota una sobremadurez en la etapa final de generación de hidrocarburos. De acuerdo a su evolución térmica, el kerógeno cambia de inmaduro a sobremaduro, en una dirección de noreste a suroeste por diferencias de temperatura atribuidas al sepultamiento, y la cercanía con la sierra de Chiapas. La mayor parte del kerógeno de la cuenca es inmaduro en los estratos correspondientes al terciario, el kerógeno alcanza su madurez en los estratos del cretácico y del jurasico superior, la materia más antigua ya

sobrepaso madurez. En la figura 2. Se puede observa la relación entre kerógeno, carbono orgánico total y madurez en relación de las edades geologica.

Figura 2. Características geoquímicas regionales del activo integral cinco presidentes. El tipo de kerógeno que estamos encontrando generalmente es kerógeno de tipo II proveniente de materia orgánica en sedimentos marinos (fitoplancton, zooplancton y bacterias) y produce principalmente aceite – gas aunque en algunas áreas del activo se encuentra kerógeno tipo I proveniente de algas unicelulares (alginita) y esta es productora de aceite, por lo tanto se producen hidrocarburos pesados y ligeros los hidrocarburos ligeros con una densidad api de 27 a 38 ° api. Migración Por tratarse de una cuenca con fallamientos predominantemente subverticales, se propicia la migración vertical e imposibilita la migración lateral a grandes distancias. La migración de hidrocarburos en esta región está influenciada por los eventos tectónicos de la orogenia chiapaneca, estudios de geoquímica mencionan que la migración primaria tardo alrededor de unos 20 millones de años, se pueden generalizar tres razones principales para el comportamiento de la migración en esta zona: 1. El plegamiento provocado por la orogenia chiapaneca provoca una compactación de los sedimentos. 2. La roca se fractura por los esfuerzos tensiónales de la orogenia.

3. La sal asciende por las fracturas e intrusiona los estratos superiores, provocando una serie de espacios entre la roca que son aprovechados por el hidrocarburo. Debido a esto los fluidos se mueven a través de los planos de fallas hasta las rocas porosas del terciario, donde se almacenan, flanqueadas por cuerpos salinos y arcillosos que evitan que siga ocurriendo la migración, aquí el agua de formación, el aceite y el gas se separan, provocando una migración secundaria alentada sobre todo por la diferencia de densidades entre el agua de formación que se presumen es aun mas salada en esta zona debido a la gran cantidad de sales que encuentra en su camino, y los hidrocarburos (aceite y gas). En la siguiente imagen podemos ver un modelo de cómo se movieron los hidrocarburos a través de los estratos, las áreas en color rosa corresponden a estratos deformados de sales, y formaciones diapiriticas irregulares, que intrusionan los estratos superiores, en la secuencia se aprecia como los estratos superiores, mas jóvenes al alcanzar su límite plástico, se fallan, dichas fallas son aprovechadas por el hidrocarburo que impulsado por la fuerza ejercida por la orogenia chiapaneca y por la propio carga litostatica este migra ascendentemente, la migración lateral es reducida debido a los cambios de facies provocados por las fallas en los estratos. Las flechas en color verde señalan, la dirección y el sentido de la migración de los fluidos.

Figura 3. Muestra esquemática de la migración de hidrocarburos en algunos de los plays del activo integral cinco presidentes.

Trampas Las trampas son de tipo mixto, es decir contienen elementos estructurales y elementos estratigráficos, los elementos estructurales más importantes son las fallas antitéticas e inversas que tenemos a lo largo de la cuenca, en segundo lugar tenemos los domos o diapiros salinos, y por último el depósito de lutitas y margas del cenozoico, en las zonas más superiores. Según la información recabada, la mayor parte de estas fracturas se ubican entre los 2,200 y 3,500 metros de profundidad, la mayor parte de los pozos perforados en el activo cinco presidentes se encuentran a esta profundidad. Los fluidos que migraron ascendieron como ya se dijo en el apartado anterior hasta las capas más jóvenes y superficiales de la cuenca, en un determinado punto el ascenso se ve bloqueado al disminuir la permeabilidad, el cambio en la permeabilidad se da ya sea porque la falla por la que asciende el hidrocarburo se termina o reduce, o por una cambio vertical de facies, a una facie menos permeable, generalmente en la zona se encuentran una combinación de ambos factores, es ahí cuando el fluido satura los poros de la roca porosa y permeable más próxima, en este caso hablamos de las arenas de la formación el encanto, hasta llenarla completamente, esta roca está cubierta por otra capa de mucho menor permeabilidad, siendo en este lugar las lutitas o las margas, las cual está situada justo en ese lugar debido a el fallamiento o si se trata de un diapiro, debido al ascenso de la sal alóctona debido a los esfuerzos tectónicos. Producción El activo integral cinco presidentes se han perforado un total de 4694 pozos de los cuales 88 pozos son de inyección, 333 son exploratorios y 4273 son de desarrollo. Los pozos se encuentran en distintos estados; en Veracruz se tienen 2212 , en tabasco 2436 y en Oaxaca solamente 1, en la actualidad se mantienen operando un promedio de 440 pozos productores en 19 campos de explotación distribuidos en cuatro sectores operativos, (la distribución corresponde a conceptos de operación y mantenimiento a pozos e instalaciones y rara vez está relacionado con la geología del sistema petrolero que se explota); los campos en explotación son, Ogarrio, Otates, Sánchez Magallanes y San Ramón, pertenecientes al sector operativo Magallanes – Ogarrio; Los campos Blasillo, Rodador y 5 presidentes integrados en el sector operativo Cinco Presidentes–Blasillo; los campos Arroyo Prieto, Bacal, Cerro de Nanchital, Guaricho, La Central, Los Soldados, Nelash y Tiumut, pertenecientes al sector operativo Plan-Cerro de Nanchital y por último los campos Cuichapa, Lacamango, Moloacan y Rabasa del sector operativo CuichapaMoloacan. El activo cuenta con instalaciones superficiales para la producción, en la actualidad existen, 8 estaciones de compresión, 4 baterías de inyección de agua para recuperación secundaria, 2 plantas deshidratadoras, una estación de medición y 20 baterías entre baterías de separación y bombeo, se cuenta además con una red de oleoductos para la distribución de la producción esta se complementa con el uso de carros tanque. Se produce aceite ligero, pesado y gas asociado, la producción diaria de aceite ronda los 74,000 barriles de los cuales mil corresponden a aceite pesado y el resto a aceite ligero, la producción de gas ronda 114 millones de pies cúbicos diarios.

La producción histórica del activo se había mantenido a partir de 2004 la producción del activo ha ido en aumento la grafica 1 muestra la producción de aceite y gas desde el año de 1999 hasta el 2009, en esta podemos observar como en los últimos cuatro años la producción de aceite y gas ha ido aumentando, en 2006 la producción de aceite fue de 39.3 mmb mientras que en 2009 fue de 56.6 mmb, en 2010 se supero el máximo histórico de producción diaria alcanzando los 75 mbpd, por lo que se espera que en 2010 se mantenga la tendencia positiva.

70 60 50 40 30 20 10

0

petroleo crudo mmb

gas natural mmpc

Grafica 1. Producción de aceite y gas desde 1999 a 2009 en el activo integral cinco presidentes. Reservas de hidrocarburos El volumen original del yacimiento en reservas de aceite totales (3P) son 7134.4 mmb, de las cuales las reservas probadas son 6721.5 mmb, las reservas 2P son 6951.8 mmb y las reservas de posibles son 182.5 mmb. El volumen original de yacimiento en reservas de gas natural totales (3P) son 6821.3, las reservas probadas son 6273.9 mmmpc, las reservas 2P son 6588.1 mmmpc, las reservas posibles son 233.2 mmmpc. El activo 5 presidentes tiene un volumen original de hidrocarburos mayor de aceite con respecto a el gas natural. La grafica 2. Muestra la distribución de estos valores.

volumen original 8000 6000 4000 2000 0 Totales Probadas (3P) Aceite mmb

2P

Posibles

Gas Natural mmmpc

Grafica 2. Volumen original. Las reservas de petróleo crudo equivalente totales (3P) son 495.4; de estas 390.4 mmb son de aceite, líquidos de plantas son 39.9 mmb, y gas seco son 65 mbpce. (Tabla 4).

Totales (3P) Probadas 2P Posibles

Petróleo Aceite Condensado Líquidos Gas crudo /mmb) (mmb) de Seco Equivalente Plantas (mbpce) (mbpce) (mmb) 495.4 390.4 0 39.9 65 247

190.9

0

21.3

34.8

364.8 130.6

282.9 107.5

0 0

31.1 16.4

50.7 29

Tabla 4. Reservas de hidrocarburos en el activo integral cinco presidentes. Las reservas de gas totales (3P) son 528.5 mmpc de gas natural y 338.3 mmpc de gas seco. Las reservas probadas de gas natural son 271.6 mmpc y de gas seco son 180.7 mmpc. Las reservas 2P de gas natural son 389.8 mmpc y de gas seco son 263.8. Las reservas posibles de gas natural son 195.7 mmpc y de gas seco son 150.9 mmpc. En el activo integral cinco presidentes Pemex se estima que se encuentran aproximadamente el 7% de las reservas totales del país.la tabla 1. Muestra las estimaciones de reservas hechas por PEP para el activo.

Bibliografía Anuario estadístico 2010. Pemex [versión electrónica] obtenido el 1 de octubre de 2010 en http://www.pemex.com/index.cfm. Padilla y Sánchez Ricardo José. (2007). Evolución geológica del sureste mexicano desde el Mesozoico al presente en el contexto regional del Golfo de México [versión electrónica] boletín de la sociedad geológica mexicana. Provincia Petrolera Sureste (Salina del Istmo, Reforma-Akal y Macuspana). [versión electrónica] Pemex Exploración y Producción. Obtenido el 10 de octubre en http://www.rigcnh.gob.mx/Default.aspx. Reservas 2009. Pemex [versión electrónica] obtenido el 1 de octubre de 2010 en http://www.pemex.com/index.cfm. Sistema nacional de información de hidrocarburos. SENER & Pemex. Obtenido el 2 de octubre de 2010 en http://egob2.energia.gob.mx/SNIH/Reportes/ Soto Cuervo A., Ortega González V., Mora Oropeza G. (2004). Present and Future of the Salina del Istmo Basin and its Offshore Extension into the Gulf of Mexico. [versión electrónica] PEMEX exploración y producción. Soto Cuervo Arturo (et ál). Salina del istmo, Introduction to the Petroleum Geology of Mexican Basins (AMGP), [versión electrónica] Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros.