Ing. Carlos Morales Gil - Aguas Profundas - Academia de Ingeniería

Aguas Profundas en México:
La oportunidad y el reto
22 de Febrero de 2012

Contenido
Que significa “Aguas Profundas”
Porqué explorar y explotar este recurso:
La oportunidad
Con qué recursos estamos enfrentando el reto
Qué resultados se han obtenido
Hacia dónde vamos
www.pep.pemex.com 2

Antecedentes
Productoras/Reservas
1. Sabinas-Burro-Picachos
2. Burgos
3. Tampico-Misantla
4. Veracruz
5. Sureste
6. Golfo de México Profundo
Potencial medio-bajo
7. Plataforma de Yucatán
8. Sierra de Chiapas
9. Sierra Madre Oriental
10.Chihuahua
11.Golfo de California
12.Vizcaíno-La Purísima
Por más de 70 años, Pemex ha
explorado las provincias
geológicas del país en la
búsqueda de acumulaciones
comerciales c es de hidrocarburos
os
A partir de los años cuarentas y
hastaprincipiosdelosnoventas,
se realizó una amplia campaña
para evaluar el potencial
petrolero del país
Lo anterior ha contribuido a
establecer la evolución tectónica
y sedimentaria de México y
jerarquizar las provincias en
función de su potencial
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A
Salina del
Bravo
Cinturón
Plegado
Perdido
Características del
Golfo de México profundo
La Cuenca del Golfo de México
Profundo se encuentra entre tirantes
de agua mayores a 500 m, con un
área de más de 550 mil km 2 (50% en
T.A. > 3 mil metros)
Cordilleras
Mexicanas
Cinturón Plegado
Catemaco
Planicie
abisal
Salina del
Istmo
Escarpe de
Campeche
A’
Siete provincias geológicas, con
rocas generadoras del Jurásico y
almacenadoras del Terciario y
Mesozoico, principalmente;
destacan por su complejidad las
provincias afectadas por tectónica
salina
Cinturón
Plegado
Salina del Bravo
A (NW) Perdido Planicie Abisal Salina del Istmo
Escarpe de
Campeche
A’ (SE)
Plataforma
de Yucatán
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Porqué explorar y explotar este recurso:
La oportunidad
Con qué recursos estamos enfrentando el reto
Qué resultados se han obtenido
Hacia dónde vamos
Conclusiones
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Diversificar la exploración
Objetivos del Programa Estratégico
1▪ Mantener la producción promedio en niveles
de 3.1 MMbd aceite y 6.0 MMMpcd de gas
superior al de la demanda
▪ Mejorar resultados exploratorios
para alcanzar una relación
reserva probada / producción de
cuando menos 10 años
2
3▪ Mantener niveles competitivos en costos de
descubrimiento y desarrollo, así como de
producción.
4▪ Mejorar el desempeño en términos de
seguridad industrial y protección ambiental
5▪ Mejorar la relación con las comunidades en
las que PEMEX opera
Iniciativas de Exploración
▪ Intensificar la actividad
exploratoria en el Golfo de
México Profundo y mantenerla
en cuencas restantes
▪ Fortalecer la cartera de oportunidades
exploratorias aumentando el numero y
tamaño promedio de las localizaciones
▪ Mejorar el desempeño de las
principales palancas de valor del costo
de descubrimiento
▪ Definir lineamientos para
integración, ejecución y mecanismos de
salida en proyectos exploratorios
▪ Mejorar los resultados exploratorios que
permitan alcanzar una tasa de
restitución de reservas totales de 100%
en el año 2012
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Burgos y
Sabinas
Plataforma
Yucatán
Tampico
Misantla
Cuencas con vastos recursos prospectivos
Producción acumulada*
(MMMbpce)
41.9
Total: 52.1
Por su producción acumulada de
aceite, destacan las provincias del
7.2
Sureste yTampico – Misantla. En gas
2.3 0.7 0
0
no asociado, las provincias de Burgos
Veracruz
Sureste
y Veracruz
Reservas remanentes*
(MMMbpce)
Total: 43.1
0.9 0.2 0.0
Burgos y
Sabinas
Veracruz
Plataforma
Yucatán
Recursos prospectivos*
(MMMbpce)
Total: 50.5
3.3
0.7 0.3
17.8
Las provincias del Sureste y Tampico-
Misantla contienen el 97% de las
reservas remanentes del país
Tampico-
Misantla
1.7
23.8
Sureste
Golfo de
Mexico
Profundo
Posible
Probable
Probada
0.4
Golfo de
México
Profundo
29.5
Burgos y SabinasVeracruzPlataforma Yucatán Tampico Misantla Sureste Golfo de Mexico Prof
*Al 1º de enero de 2011
15
Los recursos prospectivos, ascienden
a 50.5 MMMbpce, destacando:
•La provincia del Sureste con el 30%
de los recursos, distribuidos tanto
en aguas someras como en tierra
•El área de mayor potencial
corresponde al Golfo de México
Profundo con el 58% del total de los
recursos
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Recursos financieros
Área
Perdido
Golfo de
México Sur
Golfo de
México “B”
Proyectos km 2 Áreas Áreas
Prioritarias
Superficie
km 2
Área Perdido 26,812 2 2 26,812
Golfo de 396,445 12 3 34,585
México Sur
Golfo de
60,815 5 5 60,988
México B
484,072 19 10 122,457
El objetivo es evaluar el potencial
petrolero que permita reducir la
incertidumbre del recurso
prospectivo identificado e
incorporar reservas del orden
de 2,240 MMbpce
La actividad e inversiones se
enfocan en 10 áreas prioritarias, que
cubren el 23% de la superficie total
‣Adquisicióni i ió de 60,000000 km 2 de
sísmica 3D
‣Perforación de 28 pozos
exploratorios,
‣Inversión exploratoria del
orden de 45,000 MM pesos
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Información geofísica
Sísmica 3D (Km 2 )
39,892
15,000 km lineales de sísmica
bidimensional de información
gravimétrica y magnetométrica
75,000 km 2 de sísmica 3D, de estos, 21,822
km 2 son de acimut amplio
Fortalecer los centros de proceso
dedicado :
Migración pre-apilado en tiempo
(PSTM)
Migración pre-apilado en profundidad
Total: 75,538 km 2 16,822
(PSDM)
8,613 10,211
Métodos electromagnéticos en 22
localizaciones
2008
09
10
2011
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Equipos de perforación
Ocean Worker
Ocean Voyager
Max Smith
Centenario
Bicentenario
West Pegasus
Equipo
T.A.
(pies)
Ocean Worker 3,000 25,000
Prof.
Máxima 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
(pies)
Ago 03 – Ago 07
5 pozos
Ocean Voyager 3,000 25,000
Nov 07 – Dic 09
5 pozos
Max Smith 7,000 25,000
Ago 08 – Dic 11
6 pozos
Centenario 10,000 40,000
Bicentenario 10,000000 40,000000
West Pegasus 10,000 35,000
Sep 10 – Dic 14
Jul 11 – Ago 16
Ago 11 – Ago 16
2 pozos
1 pozos
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Preparación de recursos humanos en exploración
Elementos del sistema
Avances tecnológicos
Procesamiento sísmico, migración en profundidad antes de apilar PSDM
Restauración de secciones estructurales
Modelos de conversión a profundidad
▪ Trampa
▪
▪
▪
▪ Acimut amplio
▪
▪ Roca Sello
▪
▪ Roca Almacén ▪
▪ Estudios de físicas de roca
▪
▪ Electromagnéticos
▪ Roca Generadora ▪
▪ Modelado de cuencas 3D
▪ Sincronía y Migración ▪ Modelado geológico–geoquímico g g 3D
Integración de métodos potenciales y sísmica
Modelos 3D de análisis de capacidad sellante de las fallas
Predicción de la distribución de las facies geológicas en 3D
Procesamientos de AVO e inversión sísmica
Análisis de estudios ópticos y diamantoides
2009 28% 62% 7%
3%
2011 28% 45% 20% 7%
Algunos Asistentes mejoraron su grado
de especialización y se recibieron
nuevos elementos
La disminución del 17% de analistas significó
un incremento en Especialistas y Expertos
Se logró incrementar en un 13% el
número de Especialistas
Se logró incrementar en un 4% el
número de Expertos
Se han logrado avances en la asimilación de tecnologías que impactan en los elementos
del sistema petrolero
Se tienen 10 profesionistas estudiando posgrados en universidades en el extranjero y en
programa 15 más, en las disciplinas críticas de la exploración en aguas profundas
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12

Recursos humanos en ingeniería y en desarrollo
Producción e instalaciones
Metoceánica
Aseguramiento
de Flujo
Sistemas Flotantes
de Producción
Líneas de Flujo,
Raisers y Umbilicales
Sistemas Submarinos
Perforación
Perforación
Productividad de Pozos
Operaciones de Reg.
Geofísicos,
Esp. y Disparos
Métodos Artificiales
de Producción
Geología y Geofísica
Mantenimiento
Ingeniería
Automatización e
Instrumentación
Desarrollo de Campos
en Aguas Profundas
Mantenimiento
de Infraestructura
AP
Corrosión
Operación de
Instalaciones
Sistemas de control
Críticas
AP
Ingeniería de
Perforación,
Terminación y
Reparación
Mantenimiento
de Operación
Ingeniería de
yacimientos
Sistemas de
Control
Operaciones de Cementación,
Estim. y. Fract
Operaciones de Intervenciones
s/eq con tub. flex
Operaciones de
Perforación,
Terminación y
Reparación
Operaciones de L.A. y
Presiones de Fondo
Mantenimiento a unidades
y Equipos SERAP
Instalaciones de
Superficie
Sistemas y Tecnologías
de Información
Adicionalmente a las geociencias, se
identificaron las competencias críticas
requeridas en las áreas de ingeniería de
yacimientos, perforación, producción e
instalaciones para los proyectos de
aguas profundas
Desde2006sellevaacabounprograma
de formación profesional en el que a la
fecha, más de 200 profesionistas han
asistido
a
congresos, cursos, talleres, estancias
profesionales y posgrados enfocados a
aguas profundas
Actualmente, 15 de estos profesionistas
cuentan con un grado de maestría en
alguna de estas especialidades
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Tecnología: Modelado geológico y geofísico
3000m
6000m
9000m
12000m
A
Planicie Abisal
Cinturón
Plegado
Catemaco
Provincia Salina del Istmo
Los estudios de modelado geológico
regional han permitido mejorar el
conocimiento de la evolución de la sal
y sus trampas asociadas
15000m
0 25
50 km
Esta información apoyo a enfocar la
adquisición sísmica y definir las
secuencias de procesamiento
sísmicos en profundidad para mejorar
la imagen del subsuelo
Características
mineralógicas, texturales y
diagenéticas
30
40
50
60
70
80
90
Q
10
20
30
40
50
60
70
Modelado y predicción de
propiedades
Permeabilidad (md)
Porosidad (%)
Todo lo anterior ha servido para
actualizar los pronósticos del tipo de
hidrocarburo y reducir el riesgo y la
incertidumbre de los recursos
prospectivos
Además se han actualizado los
modelos sedimentarios de la roca
almacén, con el fin de mejorar el
entendimiento de su distribución y las
tendencias de porosidad y
permeabilidad
20
80
10
90
F
90
80
70
60
50
40
30
20
10
R
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Tecnología: Interpretación sísmica cuantitativa
Se ha avanzado en el proceso
de estandarización de la
Loc. Maximino-1 interpretación cuantitativa
AVO – A/B. En todos los
proyectos de aguas profundas
Análisis AVO de anomalía
A/B
Loc. Kunah-1
Estas metodologías se han
aplicado en las localizaciones
que están en perforación o en
movimiento i de equipos como
son: Kunah-1, Maximino-1 y en
la delimitación de los campos
Lakach y Piklis
km
Con el resultado de estos
pozos se definirán los trends
de calibración que permitirán
reducir la incertidumbre de la
presencia de roca almacén y
tipo de fluidos
0 1 2
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Resultados históricos 2000-2011
Con una inversión del orden de 48,000
millones de pesos (@2011), se han
adquirido más de 100,000 km de
sísmica 2D y 105,700 km 2 de sísmica
3D
Terminado 18 pozos, 11 productores
de los cuales, ocho incorporaron o
reclasificaron reserva, con un
porcentaje de éxito geológico de 61%
y un éxito comercial de 44%
Se han identificado recursos
contingentes por 283 MMbpce e
incorporado reservas a nivel 3P por
822 MMbpce
Estadísticas a 10 años E.U. (2001-2010) US
US México,
Wood Mackenzie. Cifras a 10 años de Deepwater, Deepwater, Pemex
Pemex son del período 2002-2011
2011. West GC East GC
Pozos explor. perforados (2001-2010) 150 170 18
Éxito geológico 2001-2010 (%) 30 35 61
Éxito comercial histórico (%) 29 29 44
Reservas totales, 10 años (MMbpce) 6,192 3,851 822 p
Inversión exploratoria, 10 años (MMUSD) 14,756 18,600 3,733
Costo descub. 3P, 10 años (USD/bpce) 2.38 4.83 4.5
Costo prom. x pozo explor. 2010 (MMUSD) 210 280 165*
*2010-2011
Se tiene un costo de descubrimiento
histórico de 4.5 USD/bpce a nivel 3P
Losresultadosalcanzadosalafecha
muestran un desempeño acorde a la
práctica internacional
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Pozos perforados
Worker
Max
Smith
Voyager
Worker
Voyager Worker Voyager
Worker
Voyager
Worker
Voyager
Bicentenario
Max
Smith
Max
Smith
West
Pegasus Max
Smith
Max
Max
Centenario
Smith
Smith Centenario
Centenario Bicentenario
Bicentenario
West
Pegasus
(513 m)
)
(623 m)
)
(660 m)
)
(670 m)
)
(681 m)
(739 m)
)
(805 m)
)
(810 m)
)
(851 m)
)
(936 m)
)
(945 m)
)
(988 m
)
(1029 m)
(1122 m)
(1186 m)
(1194 m)
(1230 m)
(1493 m)
(1698 m)
(1803 m)
(1928 m)
(2147 m)
(2535 m)
(2900 m)
500 m
Chuktah
-201 Puskon
2004 2011
Tamil
2008
Nab
2008
Etbakel
2008
Kabilil
2009 Lalail
2007
Chelem
2007
Leek
2009
Noxal
2005 Talipau
2011 Lakach
2006
Holok
2009 Tamha
2008 Hux-1
2012
Lakach
2DL
2010
Catamat
2009
Nen
2011
1000 m
1500 m
Aguas
Someras
500 m 1500 m NM N.M.
Aguas
Profundas
Aguas
Ultra-profundas
Perforados
En perforación/terminación
Labay
2009 Caxa
2012
Piklis-1
2010
Kunah-1
2012
2000 m
En programa
2500 m
Clasificación de PEMEX para aguas profundas
Trion-1
2012
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Supre
mus-1
2012
3000 m

Los estudios y pozos perforados han permitido
actualizar el potencial de aguas profundas
Hidrocarburo os totales origina almente en
sitio
ubierto
Desc
to
No descubiert
Comercial
No comercial
actualmente
Recursos
prospectivos
comerciales
No comercial
Producción
Reservas
Probadas
Probables
Posibles
Recurso contingente (recuperable)
No recuperable actualmente
Recursos
prospectivos
totales
Localizaciones
Oportunidades
Play
Recursos prospectivos no
recuperables actualmente
Recurso prospectivo asociado a
oportunidades y locs. (MMMbpce)
17.0
Increm mento en la prob babilidad
de comercialida ad
Los recursos prospectivos asociados a
aguas profundas se estiman a la fecha
en 26.66 MMMbpce, que representan
alrededor del 50% del potencial total
del país
Los recursos prospectivos asociados a
oportunidades y localizaciones
exploratorias se incrementaron de 8.5 a
17.0 MMMbpce, así como la Pg
promedio de las localizaciones
aprobadas de 31 a 45%
8.5
2007
2011
Pg promedio de localizaciones
aprobadas (porcentaje)
31
2007
45
2011
100%
45%
Este incremento en la probabilidad de
comercialidad de los recursos
prospectivos está relacionado a una
inversión de 1,400 MMUSD en estudios
y adquisición sísmica, lo que
representa un costo de reclasificación
de 0.16 USD/bpce
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En el Plan de Negocios de Pemex 2012 – 2016 se
establece un objetivo y estrategias para Exploración
Plan de Negocios
de PEMEX
Objetivos Estratégicos de PEP
Estrategias de Exploración
El Plan esta
conformado por
14 objetivos
estratégicos de
los que se
derivan 49
estrategias
1. Incrementar el inventario
de reservas por nuevos
descubrimientos y
reclasificación
2. Incrementar la producción
de hidrocarburos
1. Aumentar el nivel de incorporación ió de
aceite en aguas someras y áreas
terrestres
2. Acelerar la evaluación del potencial
del Golfo de México Profundo
3. Ampliar el portafolio de oportunidades
exploratorias en áreas de gas no
asociado
4. Intensificar la actividad de
delimitación para acelerar el
desarrollo de reservas probadas
5. Intensificar la actividad de la
evaluación del potencial del gas no
asociado correspondiente al gas en
lutitas
FUENTE: Plan de Negocios de PEMEX y Organismos Subsidiarios 2012 – 2016, Junio de 2011
www.pep.pemex.com
21

Metas de incorporación de reservas
2012–2016 y perfil de producción futuro
Incorporación 3P por nivel de madurez
MMbpce
IR
EP
966
251
349
Maduro
Semi-Maduro
Frontera
1,053
171
366 743
1,482
49
1,433
1,774
62
1,690
1,438
20 36
1,391
280
139 0 22 27
8,372
A partir del 2012 se estima que la
1,716 1,734
1,681
1,598 1,643
contribución de aguas profundas a la
1,479 1 113
237 246
221 368
incorporación de reservas será
731 mayor al 30% del total de la meta, por
953 837
859
1,163
812
lo que se deberá fortalecer y
diversificar el portafolio
532 563 501
2006 07 08 09 10 11 1 12 13 14 15 2016
642
757
Para lograr lo anterior se debe
garantizar la disponibilidad de
equipos y materiales de perforación y
terminación de pozos y asegurar su
eficiencia operativa
El cumplimiento de las metas de
incorporación de reservas es un
elemento clave para alcanzar el perfil
de producción planteado en el Plan
de Negocios
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20,000.00
15,000.00
10,000.00
5,000.00
0.00
2011
Cinturón
Subsalino
Salina del Bravo
Nancan
Oreos
Cordilleras
Mexicanas
Jaca-Patini
Cinturón Plegado
Catemaco
Lipax
Cinturón Plegado
Perdido
Cinturón
Plegado
Perdido
Holok
Planicie abisal
Temoa
Han
Nox Hux
Acelerar la evaluación del potencial del
Golfo de México Profundo
Aceite pesado
Aceite ligero
Gas/Aceite ligero
La estrategia se enfocará a mejorar el
conocimiento del tamaño, distribución y
tipo de hidrocarburos e incorporar
Gas reservas, privilegiando las inversiones a
las áreas con potencial de
Escarpe de
aceite, considerando las siguientes
Campeche
actividades:
Salina del Istmo
Recursos prospectivos (26,547 MMBpce)
14,371
12,176
7,045 3,133
7,326
9,043
Confirmar la extensión de los plays del
Paleógeno en las provincias Cinturón
Plegado Perdido y Salina del Bravo y
evaluar el potencial de los plays
mesozoicos
Continuar la evaluación de los plays
terciarios y mesozoicos en la provincia
Salina del Istmo
Evaluar los plays mesozoicos en la
porción occidental del Golfo de México
Profundo
Terminar de cuantificar el potencial de la
AEAPN
AEAPS
provincia gasífera ubicada al sur de las
Plays Localizaciones y oportunidades Cordilleras Mexicanas y en el Cinturón
Plegado Catemaco
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Además del reto de descubrir hidrocarburos en aguas
profundas es crítico reducir el tiempo del ciclo
Los proyectos de exploración-producción en aguas profundas se caracterizan por ser de
alto volumen-alto riesgo y además, una vez realizado un descubrimiento, su desarrollo
demanda inversiones entre 2,000 y 4,000 MMUSD.
La reducción del tiempo entre la primera inversión exploratoria, el descubrimiento y la
primera producción es clave en la economía del proyecto.
El reto es reducir los tiempos para recuperar la inversión y generar valor
Área Holok
Sísmica 3D
Desc. Descubrimiento
Noxal-1 Lakach-1
Delim.
Lakach
7 años
1ª Producción
estimada
Lakach
Ene 2004 Ene 2006 Ene 2008 Ene 2010 Ene 2012
4 años
Ene 2014
La aplicación sistemática
de tecnologías y el
incremento en la
capacidad de ejecución
se estima reducirá el
tiempo de exploración.
www.pep.pemex.com
Área Cinturón Subsalino
Sísmica 2D
offset largo
Símica 3D
WAz
Primer
descubrimiento
esperado
Delimitación
6 años
1ª Producción
Ene 2008 Ene 2010 Ene 2012 Ene 2014 Ene 2016
Ene 2018
2 años
24

Actividad física 2012-2016
Adquirir más de 36,000 Km 2 de sísmica
3D para fortalecer la cartera de
oportunidades y localizaciones en los
alineamientos productores y áreas
nuevas
Perforar 31 pozos
exploratorios, incluyendo pozos
delimitadores, it d de los cuales más de 20
pozos se destinarán a evaluar áreas
prospectivas de aceite
km 2
20,000
15,000
10,000
5,000
0
Número
Sísmica 3D: 36,758 km 2 Pozos a terminar: 31
8
7 7
6 6
AEAPS
6 5
2
3
2
3 3
4
18,758
AEAPN
2
10,000
3 3
4 4 4
4,000 4,000
0
2012 2013 2014 2015 2016
2012 2013 2014 2015 2016
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25

Inversiones y metas 2012-2016
Inversiones: 73,535 MMpesos
MMpesos
25,000
20,000 15,064 14,463
13,388 15,640 14,980
15,000
10,000
5,767 6,039 3,628 6,619 5,898
5,000 9,297 8,424 9,760 9,021 9,082
-
2012 2013 2014 2015 2016
Reserva Incorporar: 3,232 MMbpce
1000 MMbpce
800
682 657 631
655
607
600
400 439
325 283 303
682
200
332 348 352
168
0
2012 2013 2014 2015 2016
AEAPN
AEAPS
Con una inversión mayor a 73,000
MMpesos se estima incorporar
reservas por más de 3,200
Mmbpce, correspondiendo 61% de
aceite y gas condensado y 39% de
gas no asociado
Incrementar entre 40% y 60% el
recurso prospectivo asociado a
localizaciones exploratorias
aprobadas
Incrementar la probabilidad geológica
(Pg) promedio de las localizaciones
exploratorias al menos al 50%
Mantener un porcentaje de éxito
geológico entre 40 y 60%
Mantener un porcentaje de éxito
comercial entre 25 y 40%
Alcanzar un costo de descubrimiento
3P entre 2 y 5 USD/bpce y a nivel de
2P de 4 a 8 USD/bpce
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26

Para asegurar estas metas se tiene acceso a servicios
de compañías líderes en las disciplinas críticas
La compañía Alpha Deepwater Services
(ADS) brinda soporte técnico
especializado a través del proceso de
exploración-producción en aguas
profundas
•Física de rocas
•Análisis de atributos
•AVO
•Inversión sísmica
•Electromagnéticos
•IMP
•Fugro-Jason
•CGG Veritas
•EMGS
Interpretación
cuantitativa
•Modelado geoquímico
•Modelado sedimentario
- Riesgo geológico
+ Certidumbre
volumétrica
•Diseño y adquisición sísmica
•Procesado especial
•Beicip FranLab
•IMP
•PetroMod
Modelos
geológicos
regionales
predictivos
Sísmica 3D
•CGG Veritas
•GX Technologies
•PGS
•Western Geco
•Geoprocesados
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Área Cinturón Plegado Perdido
Aceite ligero
Actividad 10 11 12 13 14
Adqusición y
procesado
Riesgo Somero/
VCD/CNH
Pozos
Adquisición
PSTM
Fast Beam
PSDM
Interpretación
Semirregional
Interpretación de
localizaciones
Características:
Área 12,496 km 2 , T.A.: 2,500 - 3,500 m
8,048 km 2 de sísmica 3D (Cobertura: 64%)
Plays: Oligoceno, Eoceno, Paleoceno y
Cretácico
Hidrocarburo: Aceite ligero
Localizaciones aprobadas: 4
Nivel de conocimiento relativo: Medio
Recurso medio: 11,078 MMbpce con una Pg de
28%
Retos: Predecir calidad de roca almacén
Programa: perforar al menos cuatro pozos para
evaluar el potencial de los plays identificados
Avance: Recientemente se aprobó la
localización Supremus-1 y se documentan las
localizaciones Pelagus-1 y Exploratus-1 que
probará los plays someros Oligoceno y
Mioceno
Supremus-1
Pelagus-1
Exploratus-1
Maximino-1
PEP-1
Alaminos-1
Maximino-1DL
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28

Impacto de la integración de sísmica
cuantitativa y datos electromagnéticos
Eoceno inferior
AVO-A/B
-3500
Contorno
del AVO
Anomalia de
resistividad
Loc.
Maximino-1
2010
2011
2012
Kilómetros
100 50 0 100
Mediante la combinación de la respuesta resistiva de los métodos electromagnéticos y el
análisis de amplitudes sísmicas, se ha observado una buena correlación en el área
Perdido, por ejemplo las localizaciones Maximino-1, PEP-1 y la oportunidad Alaminos-1
Esta correlación permite reducir la incertidumbre acerca de la presencia y tipo de fluido,
lo cual influye en la evaluación de los recursos y su probabilidad geológica, por tanto una
reducción enel riesgo de las inversionesi
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29

Actividad 10 11 12 13 14 15
Centauro
WAz
Área Cinturón Subsalino
Características:
Área: 14,288 km 2 , T.A.: 500-2500 m
Sísmica 3D: Cobertura 100%
Plays: Eoceno, Oligoceno y Mioceno
Hidrocarburo: Aceite ligero y gas
Localizaciones aprobadas: 1
Nivel de conocimiento relativo: Bajo
Recurso medio: 5,900 MMbpce con una Pg de
18%
Reto: Mejorar imagen del subsuelo en plays
Aceite ligero/gas
subsal y el entendimiento del sistema petrolero
Programa: Perforar al menos cuatro pozos
para evaluar el potencial de los plays
identificados en el área
Avance: Se aprobó la localización Trion-
1, además se documentan las oportunidades
Vasto-1 y Corfu-1 en el corto plazo
Riesgo
Trion-1
Trion-1DL
Somero/
VCD/CNH
Vasto-1
Pozos
Adquisición
Fast Beam
PSDM
Interpretación
Semirregional
Interpretación de
localizaciones
Corfu-1
Titus-1
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30

Play hipotético minicuencas
Predominio
Gas
Predominio
Aceite
Sal alóctona
En el play minicuencas, las anomalías de
amplitud observadas podrían estar
asociadas a areniscas turbidíticas
apiladas del Oligoceno y Mioceno
Zona de
minicuencas
El muestreo de fondo marino realizado en
el área de las minicuencas ha recuperado
núcleos saturados de aceite
En la porción estadounidense los
análogos indican que áreas entre 10 y 20
km 2 han acumulado más de 700 MMbpce
m
W
Op. A-1
T.A. 850 m
Op. A-2
T.A. 900 m
E
Mars
E
P. T: 5000 m
P. T: 5500 m
Escala 1:1
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Área Holok
Gas/Aceite ligero
Actividad 10 11 12 13 14 15
Han-Cequi
Yoka-Ixic 3D
Características:
Considerando el tipo de plays e
hidrocarburos a encontrar, se ha subdivido
en Holok Occidental y Holok Oriental
Área total: 24,100 km 2 , T.A.: 500-2,500 m
Sísmica 3D: 19,900900 km
2
que representa el
100% del área de mayor prospectividad
Plays: Neógeno, Paleógeno y Mesozoico
Localizaciones aprobadas: 13
Nivel de conocimiento relativo: Medio
Recurso medio: 12,644 MMbpce con Pg de
22%
Retos: Predecir distribución, calidad de
roca almacén y tipo de hidrocarburos y en
Holok Oriental mejorar imagen subsalina
Avance: Se adquirieron los cubos Han-
Cequi y Yoka-Ixic y se seleccionan áreas
prioritarias para acelerar el procesado
sísmico y la generación de localizaciones
Adquisición
Fast Beam
PSDM Interpretación Interpretación de
Semirregional localizaciones
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32

Área Holok Occidental
Potencial Petrolero Recurso Campo
Recurso prospectivo 5-15 MMMMpc Provincia i gasífera
Reserva 3P
Reclasificación de
reservas
Recurso
contingente
3.3 MMMMpc
Lakach, Lalail, Piklis,
Nen, Noxal, Leek
193 MMMpc Lakach-2DL
80 MMMpc Labay-1
Características:
Área: 14,370 km 2 , T.A.: 500-2500 m
Pozos: 7 (Lakach-1, Lakach-2DL, Noxal-
1, Lalail-1, Labay-1, Leek-1, Piklis-1 y Nen-
1), 88% éxito comercial
Plays: Neógeno y Paleógeno
Localizaciones aprobadas: 13
Nivel de conocimiento relativo: Medio
Tipo de hidrocarburo: gas
Reserva incorporada: 3.3 MMMMpc
Reto: predecir distribución y calidad de
roca almacén y tipo de hidrocarburo en
yacimientos profundos
Programa: Perforar al menos 3 pozos
exploratorios para cuantificar el potencial
de gas seco y evaluar el de gas húmedo o
aceite ligero en la parte norte del área, así
como delimitar los campos Piklis yNen
Kunah-1
Kunah-1DL
Nat-1
Yoka-1
Piklis-1DL
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33

Área Holok Occidental sub-área Kunah-Yoka
Aceite extrapesado
Aceite ligero
Gas seco
Lankahuasa
Sur 3D
N
Anegada Labay 3D
Veracruz
10 km
Lerdo
Tokxik-1
Nat-1
Hem-1
Yoka-1
Naajal-1
Yoka Butub 3D Temoa
Kunah-1
Provin
Límite cia
de sal Salina
LABAY-1 PIKLIS-1
Kuyah-1
LAKACH-2DL
Nen-1
HOLOK-1
KABILIL-1
LALAIL-1
CHELEM-1
LAKACH-1 NOXAL-1
LEEK-1
TABSCOOB-101 COX-1
TABSCOOB-1
Holok Alvarado 3D
TAMHA-1
Los estudios de modelado geológicogeoquímico
indican un probable
incremento en el contenido de gas
húmedo hacia esta área, lo cual ha
sido corroborado por el pozo Kunah-1
Con la adquisición sísmica 3D Yoka-
Butub e Ixic, se ha identificado
oportunidades asociadas a plays del
Plioceno inferior y Mioceno que no
están tan afectadas por tectónica
salina
Por lo anterior se ha iniciado el
procesado de un subcubo PSTM para
soportar la interpretación cuantitativa
y la adquisición e interpretación de
métodos electromagnéticos
Actividad 2010 2011 2012 2013 2014
Yoka-Butub 3D
Pozo
Nat-1
Yoka-1
Hem-1
Nat-1DL
Adquisición
PSTM
PSDM
Interpretación
t Semirregional
Interpretación t de
localizaciones
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34

Localizaciones aprobadas
Localizaciones aprobadas: 40
14 perforables
26 dependientes
Área
Perdido
24
20
11
6
4 5
5
Gas
Aceite
Golfo de
Golfo de
Área
México "B"
México Sur
Perdido
5
Gas-aceite
Golfo de México Sur
Golfo de México B
Localizaciones Aprobadas
Sísmica 3D realizada
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Fuente: BDOE IV 2011 (ENERO)
35

Desarrollo del Campo Lakach
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Campo Lakach
258000 260000 262000 264000
257000 257500 258000 258500 259000 259500 260000 260500 261000 261500 262000 262500 263000 263500 264000 264500 265000 265500
2112800
-3000
-3040
-3080
-3200
-3120
-3120
2112000
2112000
-3120
-3160
Lakach-2DL
-3040
-3200
21112
00
-3240
Lak-114
2110000
2110400
2109600
Lak-2DL
-3200 -3200
-3120
-3040
-3120
2108800
-3040
2108000
2108000
Lak-52
2107200
Lak-32
2102000 2104000 2106000 Y, [m]
2108000 2110000
2112000
2101600 2102400 2103200 2104000 2104800 2105600
2106400 2107200 2108000 2108800 2109600 2110400 21
11200 2112000 2112800
-3040
Lakach 1
Yacimiento
Profundidad Pruebas de
producción
(metros bnm) Qg (MMPCD)
-3120
-3040
-3040
Lakach 1
Sup.
3,047 a 3,095 30
Lakach-1Inf. 3,173 a 3,193 25
Lakach 2DL 3.073 a 3,100 29
Lakach 2DL Condensado 45 °API 302 BDP
2106000
2106400
2105600
-3120
Reservas Campo Lakach:
2P=866 MMMPC
A A A’
L L-2DL - Lakach Lakach-1 - 1
L L-41
Lak-11
2104800
Lak-2
Lakach-1
Lakach-1
-3040
2104000
2104000
-3120
-3200
-3120
-3040
Lak-21
2103200
2102000
2102400
2101600
Lak-41
0 400 800 1200 1600 2000m
1:20000
2100800
-3200
2100800
Reserva probada Posible
Arena2
Reserva Probable
Reserva probada
PP III
Yac. Somero
Productor de gas de gas
37
L.F.@ -3186 mbnm
Arena1 Yac. Profundo
PP II,
Productor
Falla Falla
de gas
Probable
Probada
Probada Probable Posible
L.F. Limite f
. Limite convencional
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Alcances del proyecto Lakach
El objetivo es obtener la primera producción en marzo 2015, se planea alcanzar una
producción máxima de 400 MMpcd en 2016, con una recuperación total de 866
MMMpc en el año 2025.
Perforación de 6 pozos de
desarrollo y recuperación del
pozo delimitador Lakach-2DL
Ilustrativo
Instalar 2 ductos de transporte
de 18 Ø x 60 km
Instalar líneas submarinas de
descarga para la interconexión
de los equipos submarinos
Instalar equipos y terminales de
interconexión submarina para
pozos y futuros desarrollos
Instalar 60 km de umbilicales
Instalar un sistema de monitoreo
y control
Construir una estación de
acondicionamiento de gas con
capacidad de 400 MMpcd
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38

Contenido
Que significa “Aguas Profundas”
Porqué explorar y explotar este recurso:
La oportunidad
Con qué recursos estamos enfrentando el reto
Qué resultados se han obtenido
Hacia dónde vamos
Conclusiones
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39

Conclusiones
No debemos dejar pasar las oportunidades
Tenemos que enfrentar los retos
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