Campo Arenque YACIMIENTOS II PDF

Bloque Arenque RESUMEN EJECUTIVO

Activo Integral Poza Rica-Altamira Junio 2011

ÍNDICE 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

Activo Integral Poza Rica-Altamira

Activo de Integral Poza Rica - Altamira

INTRODUCCIÓN

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.

Ubicación del bloque Arenque

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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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.

bloque Arenque

Ubicación de la Cuenca Tampico-Misantla

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.

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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 Pasiva inicia con el depósito de calizas oolíticas y bioclásticas del miembro inferior de la Formación Tamaulipas Inferior del Berriasiano-Valanginiano mientras que hacia el área de Tuxpan se desarrolló un borde arrecifal representado por las calizas de la Formación El Abra bordeado por sedimentación de talud de la Formación Tamabra.

A finales del Cenomaniano esta plataforma sufre una exposición subaérea particularmente prolongada y con la transgresión subsiguiente se restableció la sedimentación carbonatada somera, más adelante debido al ascenso relativo del nivel del mar se depositaron calizas pelágicas carbonosas de la Formación Agua Nueva del Turoniano sobre las formaciones El Abra, Tamabra y Tamaulipas Superior, posteriormente calizas arcillosas con intercalaciones de bentonita de la Formación San Felipe seguidas por margas, calizas arcillosas y lutitas

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DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA

Modelo de depósito Cretácico Medio (Albiano–Cenomaniano)

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.

Modelo sedimentario del campo Arenque

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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.

Sección sísmica tipo

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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.

Ubicación de las localizaciones estratégicas

En la actualidad se tienen siete localizaciones evaluadas, que en conjunto ofrecen un

637,251 2,453,444

Lobina-D

658,954 2,455,141

Ostrácodo-E 646,050 2,456,368 . Plancton-F

651,758 2,455,169

Salmón-G

658,326 2,464,432

0.37

45

3,280

53.2

22.9

15.1

4.3

0.45

45

2,860

77.1

33

22.3

5.9

0.32

48

3,050

149.8

58.8

31.3

6.6

0.36

48

3,490

37.6

17.2

12.4

4.1

0.28

46

3,330

167.1

65.4

34.4

7.1

0.37

50

3,370

22.4

10.9

8.5

3.2

0.3

70

3,640

175.2

69.2

37.4

8

Tabla de localizaciones estratégicas del bloque Arenque

Recursos potenciales en gas equivalente (MMbpce) o aceite equivalente (MMbl) P50 Recursos potenciales en gas equivalente (MMbpce) o aceite equivalente (MMbl) P90

Recursos potenciales en gas equivalente (MMbpce) o aceite equivalente (MMbl) media

Jurel-C

Recursos potenciales en gas equivalente (MMbpce) o aceite equivalente (MMbl) P10

638,516 2,467,651

Profundidad cima del objetivo (metros)

Camarón-B

Aceite ligero Aceite ligero Aceite ligero Aceite ligero Aceite ligero Aceite ligero Aceite ligero

Tirante de agua/ Elevación de terreno

646,125 2,462,881

Probabilidad de éxito geológico de los objs individuales ó probabilidad de éxito del consolidado

Beluga-A

Principal Tipo de Hidrocarburo

Coordenadas UTM Y

Coordenadas UTM X

recurso medio de 277 MMbpce.

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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.

Historia de producción del bloque Arenque

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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.

Reserva remanente (1 de enero de 2011) 1P MMbpce

2P MMbpce

3P MMbpce

76

93

101

Reservas del bloque Arenque

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”.

Mapa y sección de la trayectoria de la reentrada del pozo Arenque-46

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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: Fecha

Estrangulador

Presión cabeza Presión fondo Gasto de aceite % de Gasto de gas RGA 2 2 3 3 (Kg/cm ) fluyendo (Kg/cm ) (bpd) agua (MMpcd) (m /m )

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

Tabla de datos de la prueba de la re-entrada Arenque-46

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 oleogasoductos, uno de 29.8 Km y otro de 32 Km de longitud.

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INFRAESTRUCTURA Y MANEJO DE HIDROCARBUROS

Infraestructura y manejo de la producción

Estructura

Pozos

Oleogasoductos

Arenque "A"

4 operando 3 cerrados 3 taponados

12"Ø x 5.4 Km Arenque "A" Arenque "B"

Arenque "B"

12"Ø x 29.8 Km Arenque "B" - Bat. 7 operando Arenque 12"Ø x 32 5 cerrados Km Arenque "B" Bat. Arenque

Arenque "C"

5 operando 4 cerrado 1 taponado 1 operando

Lobina

1 cerrado 1 taponado

12"Ø x 3.1 Km Arenque "C" Arenque "B" 12"Ø x 14.7 Km Lobina "A"Arenque "B"

Tabla Resumen de infraestructura

Batería Arenque

Ductos terrestres

2 tanques de almacenamiento Oleoducto de 16" Ø x 2.2 Km de 55,000 bl c/u de la bateria Arenque Refinería Madero 2 tanques de almacenamiento de 10, 000 bl c/u Gasoducto de 12" Ø x 1.4 Km de la bateria Arenque – 3 separadores de Alta de 29 Centro Procesador de Gas Mbpd y 50 MMpcd c/u Arenque

3 separadores de Baja de 29 Mbpd y 26.5 MMpcd c/u

Acueducto de 10" Ø x 27 Km de la bateria Arenque Centro de Recolección (CR) 2 rectificadores de gas de 90 y Tamaulipas - Constituciones 30 MMpcd

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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. mdbmr

30”

143 m Válvula de seguridad

TR 13 3/8 ”, J-55, 54.5 lb/p

405 m

1287 m TR 9 5/8 ”, N-80, 47 lb/p

1998 m

2536 m

Camisa 2 ” cda. a 3390 m Emacador 415 -D a 3400 m B.L. TR 4 ½” a 3432 m TR 7”, N-80, P-110, 32 lb/p

3501 m

3551.5 – 3559 m

3571 m TR 4 ½”, P-110, 15.1 lb/p

3578 m P.T. 3579 m

Estado mecánico tipo direccional

I

DISP.: 20-JUL-71, 13 CPM ESTIM.: 23-JUL-71

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PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN

mdbmr

30”

135 m

TR 16”, J-55, 84 Lb/pie

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

402 m

Corte TR 10 3/4” a 445 m Tapón Baker K-1, 10 3/4” a 460 m

TR 13 3/8”, HD-521, J-55, 54.5 Lb/pie a 778 m

Cortatubo de TR 10 3/4” a 475 m

EZ-DRILL, 10 3/4” a 540 m

1363 m Tie-Back 7” a 2382.4 m

Boca TR 7 5/8” a 1506.5 m

TR 9 5/8”, Antares, N-80, 47 Lb/pie a 2600 m

TR 10 3/4”, N-80, P-110, 51 Lb/pie a 2205 m

Camisa CMD 2 7/8” cda. EUE a 3882 m Emp. Baker SC-2P, 7” a 3892.14 m TR 5”, P-110, 18 Lb/pie, a 4261 m

B.L. TR 5” a 4005 m

3420 m

TR 7”, HD-521, P-110, 32 Lb/pie, a 4183 m I

Pez: sonda y cable de registros y pescante arpón (0.5 m) Boca de pez a 4229 m P.T. a 4262 m

3802 m

TR 7 5/8”, N-80, P-110, 39 Lb/pie

3829 m P.T. 3833.3 m

Estado mecánico tipo re-entrada

II AGUJERO DESC. DE 4 1/8” A 4334 m

Bloque Arenque RESUMEN EJECUTIVO

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