Miquetla - Contratos Integrales EP

Tabla de contenido
Introducción. ............................................................................................................................3
Descripción de la Cuenca ...................................................................................................5
Características Principales ...................................................................................................9
Historia de Exploración y Desarrollo................................................................................16
Producción por Campo y Reservas.................................................................................19
Infraestructura y Manejo de Hidrocarburos...................................................................21
Prácticas de Perforación ....................................................................................................23

Introducción
El Área Contractual Miquetla se localiza en el nornoroeste del Activo Integral Aceite
Terciario del Golfo, comprende una extensión aproximada de 112 Km 2 , se encuentra a 39
Km al NNW de la ciudad de Poza Rica, Veracruz.
Ubicación del Área ContractualMiquetla
Geológicamente, se ubica en la porción sur de la Cuenca Tampico-­‐Misantla; el campo
principal en estaárea es Miquetla, el cual fue descubierto en el año 1948 con la
perforación del pozo Miquetla-­‐1.
En estaÁrea Contractual se han perforado a la fecha 123 pozos, de los cuales 60 están en
operación, 46 cerrados y 17 taponados. La máxima producción alcanzada fue de 3,586 bpd
de aceite con 50 pozos activos en octubre de 1981, actualmente (30-­‐06-­‐12) produce 886
bpd de aceite, con una producción acumulada de 10.767 MMbls de aceite y 2.042MMMpc
de gas. El crudo es de tipo ligero, con densidad de 35° API; la presión actual del yacimiento
varía entre 88 y 153 Kg/cm 2 (1400 m).Los sistemas de producción son principalmente el
bombeo mecánico y en menor escala el bombeo neumático. La profundidad promedio de
los yacimientos es de 1,300 y 1,958m en Terciario y Mesozoico respectivamente.

Durante la perforación de los pozos exploratorios, en las formaciones del Mesozoico:
Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta, Tamán y Tamabra se presentaron
algunas manifestaciones de gas; y en las muestras de canal y núcleo se observaron
impregnaciones de aceite.
Por medio de análisis PVT, realizados a muestras de aceite tomadas de los pozos probados
en las formaciones mencionadas, en el Paleocanal de Chicontepec, se conoce la siguiente
información:
• Pozo Santiago-­‐1 (ubicado al Suroeste a 5.5km del área).
Formación Tamaulipas Superior: Aceite con densidad de 38.1 °API, Relación de Gas
Disuelto Inicial (Rsi) de 151.70 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.5337
m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de 181.90 Kg/cm 2 .
• Pozo Presidente Miguel Alemán-­‐772 (ubicado al Sureste a 52 km del área).
Formación Tamaulipas Inferior: Aceite con densidad de 35.7 °API, Relación de Gas
Disuelto inicial (Rsi) de 179.50 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.6270
m 3 /m 3 y Presión de Saturación (Pb) de 215.20 Kg/cm 2 .
• Pozo Caviar-­‐1 (ubicado al Noreste a 142km del área).
Formación Pimienta: Aceite con densidad de 15.74 °API, Relación de Gas Disuelto
Inicial (Rsi) de 33.28 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.1659 m 3 /m 3 y
Presión de Saturación (Pb) de 106.16 Kg/cm 2 .
• Pozo Furbero-­‐106 (ubicado al Sursureste a 46 km del área).
Formación Tamán: Aceite con densidad de 37.11 °API, Relación de Gas Disuelto
Inicial (Rsi) de 179.60 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.8138 m 3 /m 3 y
Presión de Saturación (Pb) de 175.10 Kg/cm 2 .
• Pozo Castillo de Teayo-­‐12 (ubicado al Sureste a 1.8km del área).
Formación Tamabra: Aceite con densidad de 35.2 °API, Relación de Gas Disuelto
Inicial (Rsi) de 104.80 m 3 /m 3 , Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de 1.4021 m 3 /m 3 y
una Presión de Saturación (Pb) de 132.90 Kg/cm 2 .

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, una
porción en la parte oriental de los Estados de San Luís Potosí, Hidalgo y norte de Puebla, y
hasta la isobata de 200 m en la plataforma continental del Golfo de México.
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:

Primer tectono-­‐secuencia (Synrift). Inicio en el Triásico (250Ma), con el depósito de
clásticos continentales de ambientes aluviales y fluviales con algunos flujos de lava de la
Formación Huizachal, de edad Triásico Tardío (Noriense-­‐Retiense), sobre basamentos
cristalino y metamórfico, posteriormente se depositó la Formación Huayacocotla del
Jurásico Inferior (Hettangiano-­‐Pliensbachiano) la cual es una secuencia de areniscas y
lutitas, de mares transgresivos. Para el Jurásico Medio, se restablecieron condiciones
continentales, depositándose clásticos de la Formación Cahuasas, para el final de este
periodo, se inició una nueva transgresión marina, la cual favoreció el depósito de calizas
oolíticas de la Formación Huehuetepec (Bathoniano), y calizas arenosas con bioclastos y
oolítas de la Formación Tepexic (Calloviano), la cuales fueron sobreyacidas por lutitas
calcáreas y carbonosas con abundante materia orgánica, de la Formación Santiago
(Oxfordiano), depositadas en mares restringidos de baja energía, al ir avanzando la
transgresión marina, alrededor de los altos de basamento, se desarrollaron rampas
carbonatadas sobre las cuales en su parte interna y borde se depositaron calizas arcillo-­‐
arenosas y calizas oolíticas de las Formaciones San Pedro y San Andrés respectivamente
(Kimmeridgiano) y sus equivalentes laterales hacia aguas más profundas, las calizas
arcillosas con escasos bioclastos y oolítas (Formación Chipoco) y calizas arcillosas negras
de cuenca (Formación Tamán). Las condiciones de mares transgresivos continuaron, para
que durante el Tithoniano-­‐Portlandiano, se presentara una máxima superficie de
inundación, quedando bajo condiciones subacuáticas la mayoría de los altos de
basamento. Durante este tiempo se depositaron calizas arcilloso-­‐carbonosas, (ricas en
materia orgánica) de la Formación Pimienta, de ambiente de aguas relativamente
profundas, la cual regionalmente se encuentra presente y solo en las partes emergidas del
basamento las cuales se encontraban bajo condiciones costeras y/o litorales se depositó la
Formación La Casita, constituida por areniscas glauconíticas.
Tectono-­‐secuencia Margen Pasiva. La transgresión marina continuó y finalmente inundo
todos los altos de basamento, depositándose en las partes internas, calizas y dolomías
mientras en los bordes se inició el incipiente desarrollo de crecimientos orgánico-­‐
arrecifales. Al mismo tiempo y por la subsidencia térmica las áreas bajas se fueron
profundizando dando lugar a cuencas de mares profundos en donde se depositaron los
tres miembros de la Formación Tamaulipas Inferior (Miembro calcarenítico, Miembro
Bentonítico y Miembro Calizas Cremas), de edad Barresiense-­‐Barremiense. Durante el
Aptiano, se presentó el depósito de la Formación Horizonte Otates, la cual está
considerada como una secuencia condensada. Durante el Albiano, se desarrolló a lo largo
de toda la denominada plataforma de Tuxpan un borde arrecifal de aproximadamente
1400 m de espesor generando en la parte interior de la plataforma facies de laguna,

mientras que para el frente arrecifal se desarrolló por la denudación arrecifal, la
Formación Tamabra con facies de talud proximal, medio y distal, la cual cambia de facies
con la Formación Tamaulipas Superior de calizas cretosas.
A finales del Cenomaniano, la plataforma queda bajo condiciones subaéreas por un pulso
regresivo marino, la cual fue seguida por una nuevo evento transgresivo, permitiendo el
depósito tanto en la facies lagunar como en las zonas del talud medio, distal y cuenca de
las formaciones Agua Nueva del Turoniano, (calizas negras arcillosas con intercalaciones
de lutitas negras), San Felipe Coniaciano-­‐Santoniano (calizas arcillosas gris verdoso con
abundantes intercalaciones de bentonitas verde olivo) y Méndez Campaniano-­‐
Mastrichtiano (calizas arcillosas y margas de color verdes y rojas), con el depósito de esta
última formación terminó el periodo de esta tectono-­‐secuencia.
Eventos
Tectónicos
Ambientes
sedimentarios
Columna geológica Cuenca Tampico-­‐Misantla con rocas almacenadoras, rocas
generadoras (yacimientos no convencionales), eventos tectónicos y. ambientes
sedimentarios.

La tectono-­‐secuencia Antefosa, se caracteriza por el inicio del levantamiento de la Sierra
Madre Oriental (SMO), lo cual provoco una mayor aportación de sedimentos terrígenos,
estos depósitos cenozoicos marinos fueron definidos originalmente como Cuenca
Tampico-­‐Misantla por López-­‐Ramos (1956).
El levantamiento continuo de la SMO, dejo planicies costeras y plataformas continentales
muy angostas, por lo que los sistemas costeros pasaban de una zona de prodelta a talud y
en donde predominaba el transporte de sedimentos por corrientes de turbidez, flujos de
escombros y deslizamientos, depositándose en el fondo del piso marino (cuenca) abanicos
submarinos, los cuales se sobrepusieron unos sobre de otros, generándose erosión
submarina durante sus emplazamientos.
Al final de Cenozoico predominaron ambientes deltaicos.
Tuxpan
Poza Rica
Tecolutla
Modelo sedimentario del Terciario (Paleógeno y Neógeno). Obsérvese que por encima
de la Formación Chicontepec se depositaron ambientes de deltas.

Características principales
La principal Formación productora es la Formación Chicontepec y se cuenta con
evidencias de producción en las formaciones Tamabra, Tamaulipas Superior del
Cretácico Medio y San Andrés del Jurásico Superior.
Los yacimientos presentes en esta Área Contractual se encuentran en trampas
combinadas, estructurales (anticlinales con sutiles echados con cierre en cuatro
direcciones) y estratigráficas.
Enesta Área Contractual se ubican 118 pozos que llegaron al Mesozoico, entre los
cuales se tienen registros de 75 pozos productores de aceite y gas, 72 de ellos en la
Formación Tamabra con un rango de gastos iniciales de 13 a 1,006 bpd, 2 pozos en la
Formación Tamaulipas Superior con gastos iniciales de 63 bpd y 1 pozo en la
Formación. San Andrés con gasto inicial de 63 bpd.
Ejemplo de los pozos productores en el Mesozoico se tiene los siguientes casos:
Miquetla 5 y Tincontlan-­‐1 de la Formación Tamabra, Campana-­‐1 de la Formación
Tamaulipas Superior y Agua Nacida-­‐103 de la Formación San Andrés. Dentro de todo el
conjunto de pozos mesozoicos se encuentran 101 pozos con impregnación de aceite en
núcleos y muestras de canal en las Formaciones Méndez, Agua Nueva, Tamabra,
Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta, San Andrés, J. Chipoco y Tamán,
por otro lado también se encuentran 7 pozos con manifestaciones de gas durante la
perforación de las Formaciones Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas Superior,
Tamaulipas Inferior, Pimienta Santiago y Tamán.
En el pozo Miquetla-­‐5, no se reportaron manifestaciones de gas y aceite durante la
perforación. Se cortó un núcleo en el intervalo 1962.12-­‐1965.95 m de la Formación
Tamabra con pobre impregnación de aceite café oscuro pesado. En las muestras de
canal de la Formación Tamabra se observó impregnación de aceite y de aceite residual.
Se efectuaron cuatro pruebas de producción con tratamiento ácido, en la Formación
Tamabra, de las cuales las3 primeras en los intervalos: 2101-­‐2120 m, 2038-­‐2053 m y
1985-­‐1995 m produjeron agua con trazas de aceite, por lo que fueron obturados,
finalmente en la cuarta prueba en el intervalo 1919-­‐1929 m, fluyendo

espontáneamente con estrangulador de 10 mm, aceite 1,006 bpd, 0% de agua, RGA:
152 m 3 /m 3 .
En el pozo Tincontlan-­‐1, no se reportaron manifestaciones de gas y aceite durante la
perforación. Se cortaron cuatro núcleos en la Formación Tamaulipas Inferior con
impregnaciones de aceite ligero. En las muestras de canal de la Formación Tamabra se
observó ligera impregnación de aceite y en la Formación Tamaulipas Superior e
Inferior se observan fracturas rellenas con aceite.
Se efectuaron tres pruebas de producción con tratamiento ácido en la Formación
Tamabra, en los intervalos: 2095-­‐2105 m y2067-­‐2072 m, desalojando de ambos
intervalos, agua con trazas de aceite, por lo cual fueron obturados. La tercera prueba
en el intervalo 2031-­‐2045 m, se sondeó fluyendo, aceite 730 bpd, 0% de agua, RGA 45
m 3 /m 3 por TP 8 mm.
En el pozo Campana-­‐1, se observó manifestaciones de gas en la Formación Tamaulipas
Superior, bajando la densidad de lodo de 1.34 a 0.84 gr/cc. Se cortaron dos núcleos
uno en la Formación Horizonte Otates con regular impregnación de aceite y otro en la
Formación San Andrés Inferior con pobre impregnación de aceite café y negro viscoso.
Las muestras de canal en las Formaciones: Agua Nueva Basal, Tamaulipas Superior e
Inferior y San Andrés muestran ligera impregnación de aceite, en la Formación
Pimienta abundante asfalto.
Se efectuaron cuatro pruebas de producción con tratamiento ácido, la primera en la
Formación San Andrés Inferior en el intervalo 2944-­‐2960 m, fluyó 100% agua,
intervalo obturado, en la segunda prueba en la Formación Tamaulipas Superior
intervalo 2398-­‐2409 m, sondea hasta que produce aceite y 22.3% de agua, intervalo
obturado, la tercera prueba en la Formación Tamaulipas Superior intervalo 2329-­‐2348
m, se sondea hasta que fluye aceite 63 bpd y 14% de agua, intervalo productor de
aceite, en la cuarta prueba de producción en la Formación Agua Nueva Intervalo 2190-­‐
2210 m, se sondea hasta que fluye aceite y agua entre 50 y 90%, termina evaluación
aislando intervalo.
En el pozo Agua Nacida-­‐103, durante la perforación no se presentaron manifestaciones
de gas y/o aceite. Se cortaron cuatro núcleos: en las Formaciones Tamabra (1),
Tamaulipas inferior (1) y San Andrés (2), en las 2 primeras con ligera impregnación de
aceite y en la tercera regular impregnación de aceite. En las muestras de canal, en las

Formaciones Agua Nueva, Tamabra, Tamaulipas Superior e Inferior, Pimienta, Tamán y
San Andrés se observó de ligeras a regular impregnación de aceite.
Se efectuó una sola prueba de producción en la Formación San Andrés en el intervalo
2941-­‐2950 m, se trató con ácido, desalojando aceite y gas, se termina como pozo
productor, aceite 63 bpd, 0.4% de agua y RGA 100m 3 /m 3 .
A continuación se comentaran los eventos presentes durante la perforación de las
rocas de la Formación Chicontepec:
En el Área Contractual Miquetla, se ubican 123 pozos, de los cuales 96 resultaron
productores en la Formación Chicontepec con gastos entre 10 y 528 bpd, obteniendo
acumulados de producción por pozo en un rango de 1,270 a 388,924 bls, con un
promedio por pozo de 112,160 bls, evidenciando lo atractivo de esta Formación.
Los eventos relevantes durante la perforación de la Formación Chicontepec lo
representan las manifestaciones de gas de ligeras a moderadas y las impregnaciones
de aceite observadas en núcleos y muestras de canal, que en el área resultaron de
regular a ligeras. A continuación se presenta un resumen de cuatro pozos que
resultaron productores en esta Formación.
En el pozo Miquetla-­‐96, durante la perforación no se presentaron manifestaciones de
aceite y/o gas, no se observaron impregnaciones en muestras de canal.
Se efectuó una prueba de producción en los intervalos 1188-­‐1200 m, 1221-­‐1232 m y
1240-­‐1250 m, correspondientes a la Formación Chicontepec Medio, se realizó
fracturamiento hidráulico, produjo aceite 528 bpd, 0.4% de agua y RGA: 55 m 3 /m 3 .
En el pozo Miquetla 23A, durante la perforación no se presentaron manifestaciones de
aceite y/o gas, en la Formación Chicontepec Inferior se observaron ligeras
impregnaciones de aceite en las muestras de canal. Se efectuó una prueba de
producción en el intervalo 1201-­‐1240 m, correspondiente a la Formación Chicontepec
Medio, se realizó fracturamiento hidráulico, produjo 377 bpd de aceite, 0.2% de agua y
RGA: 100 m 3 /m 3 .
En el pozo Miquetla-­‐95, durante la perforación no se presentaron manifestaciones de
aceite y/o gas, no se observaron impregnaciones en muestras de canal. Se efectuó una

prueba de producción en los intervalos 1197-­‐1206 m y 1213-­‐1229 m, correspondiente
a la Formación Chicontepec Superior, se realizó fracturamiento hidráulico, produjo 321
bpd de aceite, 10% de agua y RGA: 100 m 3 /m 3 .
En el pozo Miquetla-­‐18, durante la perforación no se presentaron manifestaciones de
aceite y/o gas, no se observaron impregnaciones en muestras de canal. Se efectuó una
prueba de producción con fracturamiento hidráulico en los intervalos 1188-­‐1212 m y
1226-­‐1251 m, correspondiente a la Formación Chicontepec Medio,con Bombeo
Neumático, produjo 151 bpd, 15% de agua y RGA: 100 m 3 /m 3
A continuación se muestran dos secciones estructurales, la primera de estas es una
sección estructural construida con el apoyo de los registros geofísicos de pozo, entre
los pozos Calamina-­‐1, Miquetla-­‐677, 19, 14, 45 y 121. A pesar de que los registros no
se “corrieron” en todo el espesor de las rocas del Terciario, se identifican la presencia
de los cuerpos de arenas de la Formación Chicontepec, estructuralmente, se observa
que la formación antes mencionada presenta un alto estructural entre los pozos
Miquetla 45 y 19.
Entre los pozos de esta sección, el pozo Miquetla-­‐121, fue el único quelogro cortar
rocas de la Formación Tamaulipas Inferior, sugiriendo que hacia el SW se tiene la
presencia de estas formaciones.
En la sección sísmica 3D, la cual está construida entre los mismos pozos que la anterior
sección, se observa para el Terciario el mismo alto estructural y se observa que en
dirección al SW del pozo Miquetla-­‐121, se presenta una ligera pendiente lo que indica
que las rocas del mesozoico se van profundizando. La información sísmica muestra o
permite interpretar que las rocas del Jurásico Superior de facies de cuenca
(Formaciones Pimienta, Tamán y Santiago), pueden estar presentes con un buen
desarrollo espacial y de espesor en esa dirección.
Las Formaciones del Jurásico Superior están consideradas por su contenido de
Carbono Orgánico Total (COT) como excelentes rocas generadoras de hidrocarburos
las cuales por el tipo de kerógeno son apartadores de hidrocarburos líquidos, estas
formaciones actualmente están consideradas como yacimientos no convencionales o
bien denominadosOil Shale.

OQUE_MIQUETLA_S2
QUE MIQUETLA
SECCION II
Calamina 1
iquetla 677
Miquetla 19
Miquetla 14
Miquetla 45
iquetla 121
Sección II
SW SW
NE
Calamina- 1
W
Miquetla-677
BLOQUE_MIQUETLA_S2
Miquetla-19 Miquetla-14 Miquetla-45
BLOQUE MIQUETLA
SECCION II
Calamina 1
Miquetla 677
Miquetla 19
Miquetla 14
Miquetla 45
Miquetla 121
Miquetla-121
Sección estructural W-­‐E con registros de pozos. Nótese la presencia de rocas jurásicas en
el pozo Miquetla-­‐121.
En la siguiente figura, se muestra la sección con información sísmica, en la cual se
puede observar los espesores de las rocas del Mesozoico resaltándose el desarrollo
de las formaciones del Jurásico Superior presentes en el pozo Miquetla-­‐121.
E
Terciar
io
Cretácico
Jurásico

CAL-­‐1 MIQ-­‐677 MIQ-­‐19
MIQ-­‐121
BLOQUE MIQUETLA
SECCION II
MIQUETLA-­‐677
MIQUETLA-­‐45
MIQUETLA-­‐19
MIQUETLA-­‐14
MIQUETLA-­‐121
CALAMINA-­‐1
Sección sísmica mostrando la correlación entre pozos donde se observa la amplia
presencia de las rocas generadoras jurásicas.
El Área Contractual Miquetla, se encuentra ubicada en la parte oriental del Paleocanal de
Chicontepec, el 100% de esta área cuenta con información sísmica 3D del prospecto
Miquetla-­‐Miahuapan, el cual fue procesado en abril del 2012 y limitado en la parte
poniente por el cubo sísmico de Cohuca, el cual fue procesado en el 2011.De acuerdo con
los archivos sísmicos actuales, se tiene una migración pre-­‐apilada en tiempo, en ambos
cubos,la calidad es buena y la resolución vertical es óptima.
Adicionalmente se cuenta con 54 km de sísmica bidimensional (2D), con un total de 75
líneas sísmicas dentro del Área Contractual Miquetla.

El área contractual Miquetla cuenta con un cubrimiento del 100% de información sísmica
3D con los Prospectos Miquetla-­‐Miahuapan y Cohuca.

Historia de Exploración y Desarrollo
El descubrimiento del Área Contractual Miquetla, fue en marzo de 1948 con la perforación
del pozo Miquetla-­‐1, al cual se le realizaron cuatro pruebas de producción en las
Formaciones Chicontepec Medio y Tamabra, obteniéndose lodo gasificado con trazas de
aceite, finalmente el pozo fue taponado. El primer pozo productor fue el Miquetla-­‐3 en el
año de 1959, éste produjo un gasto de aceite de 195 bpd, 7% de agua y RGA de 123 m 3 /m 3
de la Formación Tamabra y finalmente, el pozo Miquetla-­‐57 en el año 1960, se confirman
las reservas en la Formación Tamabra, al tener un gasto de aceite de 94 bpd, 2% de agua y
RGA de 120 m 3 /m 3 .
Después del descubrimiento, el área fue desarrollada alcanzando una producción máxima
3,586 bpd en el mes de octubre de 1981 con 50 pozos productores activos.
En el 2010, se reiniciaron las actividades de operación y mantenimiento
reactivando pozos con reparaciones menores en los campo Coyotes y Horcones los
cuales se encuentran al Este de esta Área Contractual, cabe mencionar que los
gastos promedios antes de la reactivación (abril 2010) de los pozos era de 20 bpd,
de 79 pozos en operación, con 1750 bpd promedio mensuales y actualmente (julio
2012) el gasto promedio es de 30 bpd con 110 pozos en operación y una
producción mensual promedio de 3300 bpd.
La actividad de perforación se reinició en los años 2011 y 2012 se perforaron tres
pozos horizontales y a la fecha se han terminado dos, Coyotes 423D y Coyotes
276D, ambos se terminaron con multifracturas (cinco) y el gasto inicial del primero
de estos, fue de 400 bpd de aceite neto de 37 ºAPI y 0.471 mmmpcd con un corte
agua de 30% el cual disminuyo a 15%, el gasto inicial del segundo pozo fue de 318
bpd de aceite de 28 ºAPI y 0.093 mmmpcd de gas y un corte de agua de 35% y
continua en limpieza por lo cual se considera que el corte de agua disminuirá como
se observó en el primer pozo.

Sección sísmica estructural del pozo Coyotes 423D con la trayectoria horizontal
Estado mecánico del pozo Coyotes 423D y registro geofísico con el intervalo navegado
en el cual se efectuaron cinco fracturas
RESU RE
Geométrico Geométric
Longitud tota to
Xf Xf
Altura (H) (H
Network
Dirección
Arena Otaw Ota
20/40
Fluido Fractu Frac

Actualmente, Petróleos Mexicanos ha iniciado una campaña exploratoria para evaluar
mediante la perforación de pozos horizontales a las formaciones geológicas consideradas
como rocas generadoras de hidrocarburos, las cuales están consideradas como Shale oil
tiene contemplado perforar un pozo exploratorio31.5 km al noroeste de esta área
contractual teniendo como su objetivo principal la Formación Pimienta del Jurásico
Superior
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
NW
KS Mendez
KS SF
KS ANva
KM Tam Sup
KI Tam Inf
JS Tithoniano
JS Kimmeridgiano
Configuración
estructural cima Fm.
Pimienta (m)
Localización exploratoria para evaluar la Formación Pimienta del Jurásico Superior
SE

Producción por campo y reservas
La explotación comercial de aceite en esta Área Contractual inicia en mayo de 1972, la
producción de aceite está asociada principalmente al campo Miquetla. La máxima
producción alcanzada fue de 3,586 bpd en octubre de 1981, asociada al Terciario con una
presión de saturación de 143.4 Kg/cm 2 y la presión actual varía entre 88 y 153 Kg/cm 2
(1,400 mv). Actualmente (30-­‐06-­‐12) produce 866 bpd.
Gastos de aceite, agua (b/d)
4,000
3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
05/72
04/73
03/74
02/75
01/76
12/76
11/77
10/78
09/79
08/80
07/81
06/82
05/83
04/84
03/85
02/86
01/87
12/87
11/88
10/89
09/90
08/91
07/92
06/93
05/94
04/95
03/96
02/97
01/98
12/98
11/99
10/00
09/01
08/02
07/03
06/04
05/05
04/06
03/07
02/08
01/09
12/09
11/10
10/11
Aceite (Bd) Agua (Bd) Gas (mpc/d)
Historia de producción del Área Contractual Miquetla
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
Gastos de gas (mpc/d)

El volumen original para el área Miquetla es de 2,376.07 MMbl de aceite y 778.87
MMMpc de gas; con un factor de recuperación de 7.34 % para el aceite y 56.34 % para el
gas. La producción acumulada es de 10.767 MMbl de aceite y 2.04 MMMpc de gas, para
unas reservas remanentes en 2P estimadas de 118.022 MMbl de aceite y 317.784
MMMpc para el gas.
Chicontepec
Prod. Acumulada
al 30 de junio 2012
Reservas al
1 de enero 2012
Chicontepec
Volumen Original
Mesozoico
MIQUETLA
Produccion Acumulada
Aceite (MMbbl) Gas (MMMpc) BOE(MMbpce)
10.7674 2.0421 11.1594
Reservas
Aceite (MMbbl) Gas (MMMpc) BOE(MMbpce)
2376.0690 778.8738 2525.6034
1P 15.9500 24.2410 20.6040
2P 118.0200 317.7840 179.0307
3P 163.8200 436.7890 247.6782
Recursos Prospectivos
Aceite (MMbbl) Gas (MMMpc) BOE(Mmbpce)
59 141 86.0703
Volumen original, producción y reservas del Área Contractual Miquetla

Infraestructura y manejo de hidrocarburos
Infraestructura Área Contractual Miquetla
El Área Contractual Miquetla tiene una producción bruta de 1,070 bpd, la cual se procesa
en las Baterías de Separación Miquetla I y Miquetla II.
La Batería de Separación Miquetla I envía el gas a la EC Miquetla, para de ahí ser enviado
por gasoducto de 10”-­‐12”-­‐16” cuyo origen es la EC Soledad y con destino final en CPG-­‐PR,
el hidrocarburo es enviado por ducto de 6” a BS Jiliapa I, con destino final en CAB-­‐PR.
La Batería de Separación Miquetla II envía el gas por ducto de 6” a EC Mecatepec con
destino final CPG-­‐PR, el aceite se envía por ducto de 6” a BS Jiliapa I, con destino final en
CAB-­‐PR
Manejo actual de la producción del Área ContractualMiquetla
El Área Contractual no cuenta con ductos:

Caminos Área Contractual Miquetla
Mapa de caminos (carreteras y brechas) poblados, Macroperas e instalaciones
petroleras

Prácticas de perforación
Parámetros de perforación
Profundidad: 2,150 metros desarrollados
Inclinaciones: 0° a 10.5 °
Densidad de lodos
Primera etapa: 1.05-­‐1.20 gr/cm³; base agua
Segunda etapa: 1.20-­‐1.30 gr/cm³; lodo cálcico
Tercera etapa: 1.30-­‐1.45 gr/cm³; base emulsión inversa
Objetivo: Chicontepec
Problemas durante la perforación
• Etapa Superficial
Hidratación de arcillas, pérdidas de circulación, resistencias en introducción de
TR’s, inestabilidad del agujero y flujos someros de Gas y/o Agua.
• Etapa intermedia.
Intercalaciones de Lutitas reactivas, pega de tubería y posible pérdida de fluido,
altas velocidades de penetración, probables incrementos de DEC (Densidad
Equivalente de Circulación) por la concentración de recortes en el anular e
incrementos de atrapamientos y perdidas de circulación.
• Etapa de Producción
Empacamiento, resistencias y arrastres, presencia de gas de formación, pérdidas
de circulación, pegaduras por presión diferencial, embolamiento de barrena,
acumulación de recortes de perforación en la sección curva.
Prácticas de perforación
Este inciso, tiene como objetivo únicamente comentar las prácticas de perforación a la
fecha, utilizadas en el desarrollo de este yacimiento, por lo cual se considera como una
referencia y no una propuesta de aplicación de la metodología y tecnología aplicada por el
AIATG.
La mayoría de los arreglos de las tuberías de revestimiento (TR) en esta área corresponden
al diseño de tres etapas, una TR conductora de 13 3/8”, que tiene como objetivo instalar
conexiones superficiales y se cementa alrededor de 25 y 150 m. La TR intermedia de 9

5/8” se cementa a profundidades promedio de 200 a 800 m. Finalmente, perforar la
tercera etapa y cementar la TR 7” a la profundidad total. Generalmente utilizan
conexiones API en las tuberías cementadas.
Las primeras etapas son de presión normal y se perforan con lodo base agua y con
densidades de control del orden de 1.05 a 1.45 gr/cm³; en el caso de densidades
anormales es debido al control de estabilidad de la Lutita y no porque el gradiente de
presión lo demande. La etapa de explotación se perfora con fluido base agua (salmuera
sódica) capaz de incrementar su viscosidad por cualquier contingencia, además de ser
amigable con la formación productora y se ajusta la densidad de control de 1.02 hasta
1.06 gr/cm 3 .
El árbol de válvulas 13 3/8” x 9 5/8” x 7” 2 7/8” 5,000 lb/pg²; no se observa gran
problemática operativa durante la perforación del pozo.

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