Contratos Integrales EP: Amatitlán

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

Introducción.
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El Área Contractual Amatitlán se localiza en la porción Noroeste de la envolvente del área
del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, comprende una extensión aproximada de
230 Km 2 ; se encuentra a 64 Km al NW de la ciudad de Poza Rica, Veracruz.
Ubicación del Área Contractual Amatitlán
Geológicamente, se ubica en la porción sur-­‐central de la Cuenca Tampico-­‐Misantla. El
campo principal en esta Área Contractual es el Amatitlán, el cual fue descubierto en
el año 1962, observándose las primeras manifestaciones de aceite y gas en las rocas
carbonatadas de la Formación Tamaulipas Superior en el pozo Amatitlan-­‐1, durante
su primera prueba de producción, se obtuvieron 138 bpd con 0% de agua y una RGA
de 140 m 3 /m 3 , es importante destacar que este intervalo fue aislado, considerándolo
como productor incosteable.
En esta Área Contractual se han perforado 23 pozos, de los cuales 16 están cerrados,
4 taponados y 3 en operación. La producción máxima alcanzada fue de 654 bpd de
aceite con 8 pozos activos en noviembre de 2004, actualmente (30/06/12) se tiene
una producción acumulada de 176,928 bls de aceite y 893,730 Mpc de gas. El crudo
es de tipo ligero con densidad de que va de los 34 a 44° API; la presión de fondo más
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reciente registrada en el pozo Cacahuatengo-­‐716 (junio 2011), es de 115.6 Kg/cm 2 a
una profundidad de 1,300 m. Los sistemas de producción existentes en el bloque son
principalmente fluyentes y bombeo mecánico. La profundidad promedio de los
yacimientos son de 1,200 y 2,100 m para el Terciario y Mesozoico respectivamente.
Durante la perforación de los pozos exploratorios en las formaciones Tamaulipas
Superior, Tamaulipas Inferior, Pimienta, Tamán y Santiago del Mesozoico, se
presentaron algunas manifestaciones de gas, así como impregnaciones de aceite en
núcleos y en las muestras de canal.
Por medio de análisis PVT, realizados a muestras de aceite tomadas en pozos
probados en las formaciones mencionadas, en el Paleocanal de Chicontepec, se
conoce la siguiente información:
• Pozo Chicontepec-­‐1 (ubicado al Oeste a 4.8 Km del Área Contractual).
Formación Tamaulipas Superior: Aceite con densidad de 31.65 °API, una
Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de 115.30 m 3 /m 3 , un Factor Volumétrico
de Aceite (Bo) de 1.3840m 3 /m 3 y una Presión de Saturación (Pb) de 157.10
Kg/cm 2 .
• Pozo Presidente Miguel Alemán-­‐772 (ubicado al Sureste a 73 Km del Área
Contractual).
Formación Tamaulipas Inferior: Aceite con densidad de 35.7 °API, una
Relación de Gas Disuelto Inicial (Rsi) de 179.50 m 3 /m 3 , un Factor Volumétrico
de Aceite (Bo) de 1.6270 m 3 /m 3 y una Presión de Saturación (Pb) de 215.20
Kg/cm 2 .
• Pozo Furbero-­‐106 (ubicado al Sureste a 63 Km del Área Contractual).
Formación Tamán: Aceite con densidad de 37.11 °API, una Relación de Gas
Disuelto Inicial (Rsi) de 179.60 m 3 /m 3 , un Factor Volumétrico de Aceite (Bo)
de 1.8138 m 3 /m 3 y una Presión de Saturación (Pb) de 175.10 Kg/cm 2 .
• Pozo Caviar-­‐1 (ubicado al Noreste a 136 Km del Área Contractual).
Formación Pimienta: Aceite con densidad de 15.74 °API, una Relación de Gas
Disuelto Inicial (Rsi) de 33.28 m 3 /m 3 , un Factor Volumétrico de Aceite (Bo) de
1.1659 m 3 /m 3 y una Presión de Saturación (Pb) de 106.16 Kg/cm 2 .
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Descripción de la Cuenca
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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
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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 inicio 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 mas 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 deposito 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 inicio 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 esta
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
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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
deposito 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
ultima 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.
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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
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Características Principales
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La principal Formación productora es la Formación Chicontepec y se cuenta con
evidencias de producción en las formaciones Agua Nueva, Tamaulipas Superior y
Tamaulipas Inferior del Cretácico Superior, Medio e Inferior respectivamente.
Los yacimientos presentes en esta Área Contractual, se encuentran en trampas
combinadas, estructurales (anticlinales con sutiles echados con cierre en cuatro
direcciones) y estratigráficas.
En esta Área Contractual se ubican los pozos exploratorios, Amatitlán-­‐1, 2, 3,
Dorado-­‐1, 1D, Profeta-­‐1 y Vinazco-­‐1, en los cuales se presentaron de regulares a
buenas impregnaciones de aceite en las muestras de canal, atractivas
manifestaciones de gas en las formaciones Agua Nueva, Tamaulipas Superior,
Tamaulipas Inferior, Pimienta, Tamán y Santiago.
En el pozo Amatitlan-­‐1, se observó en las muestras de canal recuperadas de las
formaciones Tamaulipas Superior e Inferior, varios intervalos con impregnación de
aceite. Se cortaron dos núcleos en la Formación Tamaulipas Inferior, observándose
impregnación de aceite en matriz y en fractura.
Se realizaron cinco pruebas de producción en la Formación Tamaulipas Inferior, en
los intervalos 2580-­‐2598, 3050-­‐3070 y 3095-­‐3120 m, fluyo aceite, gas y agua con
gastos estimados de 132, 138 y 128 bpd respectivamente, en los tres casos dejo de
fluir, por tal razón se determinó como productor no comercial de aceite y gas.
En el pozo Amatitlan-­‐2, se observaron altas manifestaciones de gas, durante la
perforación en las Formaciones Agua Nueva, Tamaulipas Superior e Inferior.
Se realizaron cuatro pruebas de producción en la Formación Tamaulipas Inferior, tres
en Tamaulipas Superior y dos en la Formación Agua Nueva, en las pruebas realizadas
en las Formaciones Tamaulipas resultaron con agua manchada de aceite y en prueba
realizada en la Formación Agua Nueva, se reportó un gasto de 372 bpd con una RGA
de 427 m 3 /m 3 y 0% de agua, se obtura intervalo y define el pozo como productor
incosteable.
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En el pozo Amatitlan-­‐3, se presentaron fuertes manifestaciones de gas, durante la
perforación de las Formaciones: Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior y Pimienta.
Se efectuó una prueba de producción en el intervalo 2788-­‐2796 m de la Formación
Tamaulipas Inferior, fluyendo gas y aceite con baja presión, se sondeó y se recuperó
aceite estimándole un gasto de 127 bpd, el pozo resultó productor incosteable.
En el pozo Dorado-­‐1, en este pozo se presentaron ligeras manifestaciones de gas
durante la perforación, en las Formaciones Tamaulipas Superior e Inferior y Tamán
mixto, se cortaron catorces núcleos, de los cuales siete resultaron con ligera
impregnación de aceite en las Formaciones Agua Nueva, Tamaulipas Superior,
Inferior, Pimienta y Tamán. En las muestras de canal de las formaciones San Felipe,
Tamaulipas Superior, Inferior y Tamán, se observó ligera impregnación de aceite.
Se realizaron siete pruebas de producción, cuatro en la Formación Tamán (uno
resulto productor no comercial de aceite y los otros invadidos de agua), dos en la
Formación Tamaulipas Inferior (resultando invadidos de agua) y uno en la Formación
Tamaulipas Superior aporto aceite gas y agua (Fw:30-­‐40%, PH: 6.5 y Salinidad:
120000 ppm), se determinó como pozo improductivo invadido con agua.
En el pozo Dorado-­‐1D, en este pozo no se presentaron manifestaciones de gas
durante la perforación, se cortaron veinte y cinco núcleos, de los cuales nueve
resultaron con ligera impregnación de aceite en la Formación Agua Nueva. En las
muestras de canal de la Formación San Felipe, se observó aislados residuos de
asfalto. Se realizó una prueba de producción, en la Formación Agua Nueva resultando
invadido de agua, se determinó como pozo improductivo invadido con agua en el
Mesozoico, terminado como productor en el Terciario.
En el pozo Profeta-­‐1, en este pozo no se presentaron manifestaciones de gas durante
la perforación, de las Formaciones Tamaulipas Inferior, San Andrés y Santiago, se
cortaron seis núcleos en el Jurásico sin impregnaciones. En las muestras de canal de
la Formación Tamaulipas Superior se observa ligera impregnación de aceite y en las
formaciones Pimienta y San Andrés fluorescencia amarillo claro. Se realizó una
prueba de producción, en la Formación San Andrés, resultando invadido de agua. Se
determinó como pozo improductivo invadido con agua en el Mesozoico. Terminado
como productor en el Terciario.
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En el pozo Vinazco-­‐1, se observó una regular manifestación de gas y moderada de
aceite ligero a la profundidad de 2578 m, durante la perforación de la Formación
Tamaulipas Inferior, se cortaron tres núcleos uno en cada una de las siguientes
formaciones: Agua Nueva, Tamaulipas Superior e Inferior, observándose
impregnación de aceite. En las muestras de canal se presentaron impregnaciones de
aceite en las formaciones agua nueva, Tamaulipas superior, Inferior y Pimienta.
Se realizaron dos pruebas de producción en la Formación Tamaulipas Superior, en
ambas pruebas fluyo aceite, gas y agua. El pozo se determinó como improductivo
invadido de agua salada.
A continuación se comentaran los eventos presentes durante la perforación de las
rocas de la Formación Chicontepec:
En el pozo Amatitlan-­‐2A, no se observaron manifestaciones de gas durante la
perforación, se cortaron dos núcleos ambos con regular a escasa impregnación de
aceite muerto en la Formación Chicontepec Superior e Inferior, sin impregnación en
muestras de canal.
Se realizó una prueba de producción en la Formación Chicontepec Inferior, con un
gasto de 25 bpd, 33% de agua, RGA de 100 m 3 /m 3 , se determinó como productor de
aceite.
En el pozo Amatitlan-­‐3D, no se presentaron manifestaciones de gas durante la
perforación, se cortó un núcleo con ligera impregnación de aceite en la Formación
Chicontepec Superior.
Se realizaron dos pruebas de producción, una se determinó como no concluyente y la
segunda en la Formación. Chicontepec Medio, con un gasto de 31 bpd, RGA de 1840
m 3 /m 3 , su resultado fue de productor de aceite.
Pozo Amatitlan-­‐1469, productor de aceite con 30 bpd, con sistema artificial (bombeo
mecánico).
Pozo Amatitlan-­‐1489, productor de aceite con 31 bpd RGA de 60 m 3 /m 3 y 38% de
agua.
Pozo Vinazco-­‐1D, durante su perforación se presentaron 10 manifestaciones de gas
en el fluido de control, se cortaron once núcleos todos con ligera impregnación de
aceite en la Formación Chicontepec Inferior.
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Se realizaron tres pruebas de producción en la Formación Chicontepec Inferior, la
primera resulto seco, la segunda productor no comercial, y la tercera productor de
56 bpd con 0.310 mmpcd, RGA de 974 m 3 /m 3 y 0% de agua, su resultado fue de
productor de aceite.
Pozo Cosmos-­‐1, sin manifestaciones de gas durante la perforación, se cortaron seis
núcleos con regular a ligera impregnación de aceite en la Formación Chicontepec
Medio. Se realizó una prueba de producción en la Formación. Chicontepec Medio
resultando con un gasto de 63 bpd, RGA de 100 m 3 /m 3 , 0% de agua, se determinó
productor de aceite.
Pozo Cacahuatengo-­‐716, sin manifestaciones de gas durante la perforación, se
cortaron cinco núcleos con ligera impregnación de aceite en la Formación
Chicontepec Canal. Se realizó una prueba de producción en la Formación.
Chicontepec Medio resultando con un gasto de 50 bpd, se determinó productor de
aceite.
Pozo Cacahuatengo-­‐734, sin manifestaciones de gas durante la perforación, no se
cortaron núcleos. Se realizó una prueba de producción en la Formación. Chicontepec
Canal, resultando con un gasto de 90 bpd, RGA de 50 m 3 /m 3 , 31% de agua, se
determinó productor de aceite.
Pozo Chunco-­‐1, se reportan leves gasificaciones con bajas lecturas de gas en el lodo,
se cortaron veintiún núcleos de los cuales dieciocho mostraron ligera impregnación
de aceite en la Formación Chicontepec Inferior. Se realizó una prueba de producción
en la Formación. Chicontepec Medio resultando con un gasto de 25 bpd, RGA de 100
m 3 /m 3 , 0% de agua, se determinó productor de aceite.
Pozo Profeta-­‐1, sin manifestaciones de fluidos durante la perforación, no se cortaron
núcleos, en las muestras de canal se observa ligera impregnación de aceite en la
Formación Chicontepec Canal e Inferior. Se realizó una prueba de producción en la
Formación. Chicontepec Inferior resultando con un gasto de 31 bpd.
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Con los registros geofísicos de pozo se elaboraron secciones estructurales de
correlación y también con la información sísmica se correlacionaron los eventos
sísmicos distintivos de las formaciones mesozoicas. La siguiente figura, es una
sección de correlación con una orientación de NW a SE observándose la correlación
estructural entre los pozos Postectitla-­‐1, Amatitlán-­‐3, Dorado-­‐1, Profeta-­‐1 y
Cacahuatengo-­‐3, observándose el buen desarrollo de las arenas productoras de la
Formación Chicontepec y que los Postectitla-­‐1, Amatitlán-­‐3, Dorado-­‐1 y Profeta-­‐1,
llegaron a las formaciones del Jurásico Superior, en donde se encuentran las rocas
generadoras de hidrocarburos, actualmente consideradas como yacimientos no
convencionales o bien denominadas Oil Shale
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Sección estructural NW-­‐SE con registros de pozos. Nótese la presencia de rocas jurásicas
en el subsuelo del área en estudio.
En la siguiente figura, se muestra la misma sección con información sísmica, en la cual se
puede observar los atractivos espesores de las rocas del Mesozoico observándose el buen
desarrollo de las formaciones del Jurásico Superior.
<
POSTECTITLA-­‐1 AMATITLAN-­‐3 DORADO-­‐1 PROFETA-­‐1 CACAHUA-­‐3
Cr
etá
cic
o
Jur
ási
co
Sección sísmica idéntica a la de correlación entre pozos donde se observa la amplia
presencia de las rocas generadoras jurásicas.
El Área Contractual Amatitlán, se encuentra ubicado en la parte norte del Paleocanal de
Chicontepec, el 96.95 % de esta área cuenta con información sísmica 3D, dentro del cubo
sísmico de Amatitlán y Cohuca, procesados en abril del 2009 y en julio 2011
respectivamente. De acuerdo con los archivos sísmicos, los dos cubos actuales, cuentan
con una migración pre-­‐apilada en tiempo, su calidad es buena y la resolución vertical es
óptima.
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Adicionalmente se cuenta con 87.3 km de sísmicas bidimensionales (2D), con un total de
22 líneas sísmicas del Área Contractual Amatitlán.
Mapa de cubrimiento del subsuelo con información sísmica 3D. El área Amatitlán cuenta
con el 96.95% de cubrimiento con esta información
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Historia de Exploración y Desarrollo
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El descubrimiento del campo Amatitlán fue en mayo de 1962 con la perforación del
pozo Amatitlán-­‐1, el cual manifestó en la primera prueba de producción 138 bls/día
con un flujo fraccional de agua de 0% y una RGA de 140 m 3 /m 3 (Formación Tamaulipas
Inferior). En septiembre de 1963 se perforó el pozo Amatitlán-­‐2, el cual encontró
aceite en la Formación Agua Nueva con un gasto inicial de 372 bls/día, un flujo
fraccional de agua de 4% y una RGA de 427 m 3 /m 3 , finalmente en abril de 1969 el pozo
Amatitlán-­‐3, que confirmó producción en la Formación Tamaulipas Inferior con un
gasto inicial de 127 bls/día, flujo fraccional de agua de 2% y RGA de 436 m 3 /m 3 .
Después del descubrimiento el campo fue desarrollado, alcanzando una máxima
producción de 654 bpd, con ocho pozos activos en octubre-­‐2002.
Para el año 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.

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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
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RES RE
Geométrico Geométric
Longitud tota t
Xf Xf
Altura (H) (H
Network
Dirección Direcció
Arena Otaw Ota
20/40
Fluido Fractu Frac

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Actualmente, Petróleos Mexicanos ha iniciado una campaña exploratoria para evaluar
mediante la perforación de pozos horizontales las formaciones geológicas consideradas
como rocas generadoras de hidrocarburos, las cuales están consideradas como Shale oil y
tiene contemplado perforar un pozo exploratorio a 6.3 km al Norte 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 Fm. Pimienta del Jurásico Superior
SE

Producción por Campo y Reserva
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La explotación comercial de aceite en este Bloque inicia en el año 1973 y la producción es
asociada a los yacimientos del Terciario de los campos Amatitlán, Ahuatepec,
Cacahuatengo y Coyol.
La producción acumulada para esta Área Contractual alcanza 176,928 bls de aceite y
893,730 Mpc de Gas. La presión de saturación esta en un rango de entre 75 y 120 Kg/cm 2
y la medida de presión más reciente es de 115.6 Kg/cm 2 (a una profundidad de referencia
de 1,300 m) tomada en el pozo Cacahuatengo-­‐716 en junio de 2011.
Historia de producción del Área Contractual Amatitlán
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Para el Área Contractual Amatitlán, el volumen original es de 6,297.70 MMbl de aceite y
2,695.838 MMMpc de gas; se tiene una producción acumulada de 176.928 Mbls de aceite y
893.730 MMpc de gas, con un factor de recuperación de 9.62 % para el aceite y 59.53 % para
el gas. Las reservas remanentes en 2P estimadas son 195.97 MMbl de aceite y 579.59
MMMpc para el gas.
Prod. Acumulada
al 30 de junio 2012
Reservas al
1 de enero 2012
Chicontepec
Chicontepec
Volumen Original
Mesozoico
AMATITLAN
Produccion Acumulada
Aceite (Mbbl) Gas (MMpc) BOE(Mbpce)
176.9280 893.7300 392.6823
Reservas
Aceite (MMbbl) Gas (MMMpc) BOE(MMbpce)
6297.7000 2695.8376 6948.4991
1P 5.24816 7.88867 7.1526
2P 195.97127 579.59911 335.8916
3P 605.81398 1604.19581 993.0811
Recursos Prospectivos
Aceite (MMbbl) Gas (MMMpc) BOE(Mmbpce)
151 418 251.9089
Volumen original, producción y reservas del Área Contractual Amatitlán
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Infraestructura y Manejo de Hidrocarburos
Infraestructura del bloque Amatitlán
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El bloque Amatitlán tiene una producción bruta de 50 bpd, y es transportada por camión
cisterna a la Batería de Separación Soledad Nte., fuera del bloque.
La siguiente infraestructura se encuentra dentro del bloque y cercana al mismo:
El Área Contractual no cuenta con ductos:
Propuesta para manejo de la producción

Caminos Área Contractual Amatitlán
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Mapa de caminos (carreteras y brechas) poblados, macroperas e instalaciones
petroleras
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Prácticas de Perforación
Parámetros de perforación
Profundidad: Terciario: 1,700 metros desarrollados
Mesozoico: 2,100 – 4,300 metros desarrollados
Inclinaciones: Verticales y Desviados
Densidades de lodos
Primera etapa: 1.16-­‐1.20 gr/cm³; lodo bentónico
Segunda etapa: 1.26-­‐1.31 gr/cm³; lodo emulsión inversa
Tercera etapa: 1.31-­‐1.34 gr/cm³; lodo emulsión inversa
Objetivo: Chicontepec
Problemas durante la perforación
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• 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 pérdidas 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 ripios de perforación en la sección curva.

Prácticas de perforación
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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 10 3/4” y 9 5/8”, que tiene
como objetivo instalar conexiones superficiales y se cementa alrededor de 50 a 150 m. La
TR intermedia de 7 5/8” y 6 5/8”, se cementa a profundidades promedio de 400 a 500 m y
de 1500-­‐1700 m respectivamente, los asentamientos de dicha etapa se proponen de los
pozos de correlación. Finalmente, perforar la tercera etapa y cementar la TR 5 1/2” a la
profundidad total. Generalmente utilizan conexiones API en las tuberías cementadas. En
caso de ser necesario, se utiliza agujero descubierto en la zona productora o ésta se llega a
revestir con liner de 4 ½” conexión premium
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 1.40 gr/cm³; en el caso de densidades
anormales, es debido al control de estabilidad de las lutitas 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.
El árbol de válvulas 10 3/4” x 7 5/8” x 5 ½ x 2 7/8”” y válvulas 9 5/8” x 6 5/8” x 5 1/2” X 2
7/8” 5,000 lb/pg²; no se observa gran problemática operativa durante la perforación del
pozo.
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