Resumen ejecutivo - Contratos Integrales EP

Bloque
Atún
R E S U M E N E J E C U T I V O
Activo Integral Poza Rica-Altamira
Junio 2011

Í N D I C E
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

El bloque Atún se localiza dentro de la plataforma continental en aguas territoriales del
Golfo de México, frente a la costa norte del Estado de Veracruz, aproximadamente a 40
Km al este-sureste de la ciudad de Tuxpan de Rodríguez Cano y a 15 Km al norte de la
ciudad de Tecolutla, también limita al norte con el campo Bagre. Cubre un área de
625 Km 2 . Geológicamente, se localiza en la porción este de la Cuenca Tampico-Misantla.
En él se ubican los campos: Atún, Cangrejo, Escualo, Mejillón y Morsa.
Ubicación del bloque Atún
Activo Integral Poza Rica - Altamira INTRODUCCIÓN
La principal formación productora es El Abra del Cretácico Medio, está compuesta por
carbonatos naturalmente fracturados; los hidrocarburos son aceite superligero, gas y
condensado (45 a 53° API). Se han perforado en el bloque un total de 72 pozos, de los
cuales 66 están taponados, cuatro cerrados y dos operando; con una producción
acumulada de 54.1 MMbl y 203.1 MMMpc a enero del 2011. El sistema de producción de
los pozos es fluyente. El rango de profundidad del yacimiento varía de 2,711 a 3,171 m.

Activo Integral Poza Rica-Altamira 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.
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.
bloque Atún

Activo Integral Poza Rica-Altamira 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
calcáreas de la Formación Méndez marcando el final de la tectono-secuencia Margen
Pasiva.

Activo Integral Poza Rica-Altamira DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA
Modelo de depósito Cretácico Medio (Albiano–Cenomaniano)
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.

Activo Integral Poza Rica - Altamira 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 3D adquirida en septiembre de 2002 y procesada en noviembre del mismo año
(migración post-apilado); posteriormente, en mayo de 2005, se realizó el proceso
migración pre-apilado en tiempo.

Activo Integral Poza Rica - Altamira CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
Se observan fallas normales afectando el basamento, algunas cortan toda la sección
carbonatada, mientras otras son selladas por la Formación Tamaulipas, aunque la
integración regional sugiere que la distribución de la plataforma carbonatada es
gobernada por fallas y bloques altos de basamento .
Bancos Oolíticos
Sección sísmica estructural
Basamento
Modelo Estructural
Campo Atún
Isup

Activo Integral Poza Rica - Altamira HISTORIA DE EXPLORACIÓN Y
DESARROLLO
En 1966 se dio el descubrimiento del campo con el Pozo Atún-1. El Campo Atún inició su
producción en 1968; poco tiempo después, alrededor del año 1973; se alcanzó la máxima
producción del campo, casi 30,000 bpd y, posteriormente, ésta comenzó a declinar muy
fuertemente de tal manera que en los últimos 25 años la producción del campo ha sido
prácticamente marginal. Las causas principales por las que el campo declinó tan
fuertemente fueron los altos ritmos de explotación iniciales, una alta permeabilidad
asociada a un sistema de doble porosidad (vúgulos y fracturas) y un potente acuífero
asociado. El tipo de aceite es superligero de 45 a 53° API. La presión del yacimiento varía
entre 285 a 293 Kg/cm 2 .
En cuanto a los pozos exploratorios, se han ido perforando de acuerdo al momento del
desarrollo, como son los delimitadores (en busca de nueva acumulación) y/o los que
buscan otros yacimientos. El levantamiento sísmico Lankahuasa Norte, adquirido en 2002,
ayudó a conocer en forma más eficiente los yacimientos de la Faja de Oro Marina.
Actualmente están en operación dos pozos del campo Atún (pozos Atún 32 y Atún 54).

Activo Integral Poza Rica - Altamira PRODUCCIÓN POR CAMPO
Y RESERVA
La producción del bloque Atún está asociada a los campos Atún, Cangrejo, Escualo,
Mejillón y Morsa. En 1968 se inició la explotación con el pozo Atún-3, alcanzándose la
producción máxima de 30.47 Mbl y 101.8 MMpc en junio de 1970; se cuenta con una
producción acumulada de 54.1 MMbl y 203.1 MMMpc a enero del 2011.
La producción por campo es como sigue: el campo Atún tiene una producción acumulada
de aceite de 40.7 MMbl y 197.6 MMMpc, el campo Escualo tiene una producción
acumulada de 1.9 MMbl y 0.9 MMMpc, el campo Morsa tiene producción acumulada de
aceite de 11.5 MMbl y 4.6 MMMpc, el pozo Mejillón-1 se estima un volumen original 2P
de 40.1 MMbl y 108.2 MMMpc y una reserva remanente 2P de 1.6 MMbl de aceite y 46.4
MMMpc de gas.
Aceite, agua (bpd)
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
1966/12
1968/03
1969/06
1970/09
1971/12
1973/03
1974/06
1975/09
1976/12
1978/03
1979/06
1980/09
1981/12
1983/03
1984/06
1985/09
1986/12
1988/03
1989/06
1990/09
1991/12
1993/03
1994/06
1995/09
1996/12
1998/03
1999/06
2000/09
2001/12
2003/03
2004/06
2005/09
ACEITE AGUA GAS
Gráfica de historia de producción del bloque Atún
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
Gas (mpcd)

Activo Integral Poza Rica - Altamira PRODUCCIÓN POR CAMPO
Y RESERVA
Las reservas del bloque Atún la conforman los campos Atún y Mejillón. El bloque tiene
una reserva probada de 9.2 Mmbpce, probable de 13.4 MMbpce y posible de 3.7
MMbpce, con un total de 26.3 MMbpce en 3P (al 1 de enero del 2011) .
Número
de pozos
Plays
72 El Abra
Reservas del bloque Atún
Tipo
hidrocarburo
Aceite ligero/Gas
y Condensado
Densidad
(°API)
Reservas (MMbpce)
1P 2P 3P
RGA (m³/m³)
43-53 9.2 22.6 26.3 1383

Activo Integral Poza Rica - Altamira INFRAESTRUCTURA Y MANEJO
DE HIDROCARBUROS
El bloque Atún cuenta con dos plataformas marinas: Atún-B (octápodo) y Atún-D
(tetrápodo).
Infraestructura de la Faja de Oro Marina
Plataforma Atún B
(En operación) 12 conductores
Plataforma Atún D
(nueva sin operar) 3 conductores
(Atún-101 pendiente de recuperar)

Activo Integral Poza Rica - Altamira INFRAESTRUCTURA Y MANEJO
DE HIDROCARBUROS
La producción de la plataforma Atún-B se envía a través de un oleogasoducto de 6’’ Ø x
0.33 Km, interconectándose al disparo submarino del oleogasoducto de 12’’ Ø x 13 Km de
longitud de Atún-D a Bagre-A, continuando con el flujo por un oleogasoducto de 16’’ Ø x
14 Km de la plataforma Bagre-A a plataforma Marsopa para finalmente enviarse por el
oleogasoducto de 20’’ Ø x 33 Km a la batería de separación Punta de Piedra.
Actualmente, la plataforma Atún-D se encuentra fuera de operación en espera de equipo
autoelevable para la terminación del pozo Atún 101.
La plataforma Atún-D esta interconectada a través de un oleogasoducto de 12’’ Ø x 13 Km
a la plataforma Bagre-A, continuando con el mismo flujo de la plataforma Atún-B.

Activo Integral Poza Rica - Altamira PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
Parámetros de perforación
Profundidad: 2,700 a 2,900 metros verticales (mv) / 3,000-3,400 metros
desarrollados (md).
Inclinaciones: Agujero pilotos (cuando aplica para determinación de contacto
agua aceite CAA) y agujeros horizontales de +/- 120 a 140 m
de sección.
Densidades de lodos: Se cuenta con tubería de revestimiento (TR) hincada de 30” en
la plataforma de producción.
Primera etapa: 1.06-1.20 gr/cm³; base agua
Segunda etapa: 1.20-1.35 gr/cm³; base aceite
Tercera etapa: 1.35-1.45 gr/cm³; base aceite
Cuarta etapa: 1.03-1.06 gr/cm³; base agua, agujero descubierto.
Objetivo: Cretácico Medio El Abra
Problemas durante la perforación:
Pegaduras diferenciales y atrapamiento de sarta por detección prematura de cima de El
Abra. Control de pozo por influjos o brotes de gas. Pérdidas de circulación durante la
perforación de El Abra por perforar en zonas de calizas naturalmente fracturadas.
Presencia de H 2S.
Prácticas de perforación:
En el momento de instalar la plataforma de producción se cuenta con un conductor
hincado de 30” a +/- 150 m. Se perfora la primera etapa con fluido base agua de 1.06 a
1.20 gr/cm 3 hasta +/- 600 m para ganar gradiente de fractura e integridad mecánica del
pozo, esta etapa actualmente se perfora con barrena de 17-1/2” y se baja y cementa
tubería de revestimiento (TR) de 13-3/8”. Ésta TR 13-3/8” tiene como objetivo instalar
conexiones superficiales.

Activo Integral Poza Rica - Altamira PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
Posteriormente, se perfora agujero de 12-1/4” con fluido base aceite de rango de
densidad entre 1.20 a 1.35 gr/cm 3 hasta la profundidad de +/- 1,700 a1,800 m para bajar y
cementar TR de 9-5/8”. Estas dos primeras etapas presentan presión de poro normal; en
caso de densidades anormales, es debido al control de estabilidad de la lutita y no porque
el gradiente de presión lo demande. La tercera etapa se perfora con diámetro de agujero
de 8-1/2” y se baja y cementa TR de 7” en la cima de la Formación El Abra, para lo cual se
requiere tomar muestras durante la perforación, contar con geólogo en sitio y en algunos
casos herramienta de tipo LWD para correlacionar la cima de El Abra y evitar pérdidas de
circulación o brotes.
En pozos más recientes de campos análogos se emplea la técnica DWL para contar con el
liner en el fondo y, ante riesgos de perdidas, se cementa y luego se extiende a superficie.
Finalmente, la última etapa se perfora con fluido base agua (salmuera) con densidad entre
1.03 a 1.06 gr/cm 3 , se perfora un agujero piloto 6” ó 6-1/8” hasta determinar la
profundidad del contacto CAA, se determina la profundidad para navegar horizontalmente
y se tapona el agujero piloto para efectuar side track a nivel de zapata de 7”.
En caso de ser necesario dependiendo del escenario se utiliza agujero descubierto de 6” ó
6 1/8” en la zona productora o ésta se llega a revestir con liner de 4 ½” conexión
premium.
La terminación es con aparejo sencillo no selectivo con empacador en tubería de
revestimiento (TR) de 7” para producir a través de tubería de 2-7/8”. El árbol de válvulas
13 3/8” x 9 5/8” x 7” x 2 7/16” 5,000 lb/pg².

TR 30” X-52,
309.72#, XLF
Activo Integral Poza Rica - Altamira PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
Estado mecánico Atún -110 tipo horizontal
TR 13 3/8” N-80,
68# VAM-FJL
TR 9 5/8” N-80
53.5# VAM-FJL
TR 7” P-110
53.5# VAM-FJL
150 m
500 m
1,600 m
Estado mecánico y columna geológica
1,800 md/ 1789.21 mv
2,999 md/ 2690 mv INCL.
72° AZ. 156° VS 747.79 m
Agujero 5 7/8”
3,217 md/2,705 mv, 90° Incl.,
SV= 972.79 m, AZ= 156°
(Despl. Horizontal=140 m)
Columna geológica
Formación
Lecho marino
(m.v.b.m.r)
74
CIMA
KA 2,690
El control direccional de los pozos requiere medias a altas severidades evitando la
tortuosidades tan prolongadas (2.5 a 3.5 - 7°/30 m); dado que se alcanzan inclinaciones
de 75° (punto de asentamiento de la tubería de revestimiento (TR) de 7”) y 90° en sección
productora; así mismo, se debe tener estricto control sobre la limpieza del agujero para
evitar el asentamiento de los recortes.
PT
2,705

Control direccional
Activo Integral Poza Rica - Altamira PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
Plan #1 (Atún – 110 H) Datos direccionales Atún – 110 H
MD (m) Inc (deg) Azi (deg) TVD (m) NS (m) EW (m) V. Sec (m)
Dogleg
(deg/30m)
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.000
150.00 0.00 0.00 150.00 0.00 0.00 0.00 0.000
500.00 0.00 0.00 500.00 0.00 0.00 0.00 0.000
530.00 0.00 0.00 530.00 0.00 0.00 0.00 0.000
770.00 18.00 156.00 766.07 -34.16 15.21 37.39 2.250
830.00 18.00 156.00 823.13 -51.10 22.75 55.94 0.000
1,070.00 0.00 0.00 1,059.21 -85.25 37.96 93.32 2.250
1,800.00 0.00 0.00 1,789.21 -85.25 37.96 93.32 0.000
2,990.22 72.00 156.00 2,690.00 -683.14 304.15 747.79 1.815
2,999.93 72.00 156.00 2,693.00 -691.57 307.91 757.02 0.000
3,076.95 90.00 156.00 2,705.00 -760.79 338.72 832.79 7.011
3,216.95 90.00 156.00 2,705.00 -888.69 395.66 972.79 0.000

Bloque
Atún
R E S U M E N E J E C U T I V O
Activo Integral Poza Rica-Altamira
Junio 2011