Universidad Politécnica del Golfo de

México.

Asignatura:

Administración Integral de Yacimientos.

Nombre de maestro:

Dr. Gustavo Reyes Bache.

Nombre del alumno:

Grisel Córdova Santos

Matricula:

0701025

Carrera y grupo:

Ingeniería Petrolera 9°A.

Campo Amoca

Paraíso, Tabasco, a miércoles 15 de agosto de 2012.

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Índice Pag.

Cuenca del Sureste ................................................................................................. 3

Ubicación ...................................................................................................... 3

Jurásico Superior .......................................................................................... 5

Eoceno Medio ............................................................................................... 6

Oligoceno Inferior ......................................................................................... 6

Mioceno Medio ............................................................................................. 6

Geología estructural ..................................................................................... 7

Campo Amoca ....................................................................................................... 10

Pozo Amoca-1 ....................................................................................................... 11

Geología estructural ................................................................................... 12

Estratigrafía ................................................................................................ 13

Trampa ....................................................................................................... 14

Roca Generadora ....................................................................................... 15

Sello ........................................................................................................... 15

Reservas ..................................................................................................... 15

Yacimiento .................................................................................................. 15

Bibliografía ............................................................................................................ 17

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Cuenca del Sureste

Ubicación

La Cuenca del Sureste está localizada en la Planicie Costera del Golfo de México

y la Plataforma Continental del sureste de México. Es una de las provincias

petroleras más prolíficas de aceite y gas del país, que incluye una porción terrestre

y otra marina. La terrestre abarca el sur del estado de Veracruz, el norte del

estado de Chiapas, casi todo el estado de Tabasco y el extremo suroccidental del

Estado de Campeche; la marina ocupa parte de la zona económica exclusiva en el

Golfo de México, desde la isobata de 500 m hasta la línea de costa (Figura 1).

Figura 1 Ubicación de la Provincia Petrolera Sureste.

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De acuerdo con el marco tectónico regional, la provincia limita al sur con el

Cinturón Plegado de la Sierra de Chiapas, al oriente con la Plataforma de Yucatán,

al occidente con el Complejo Volcánico de los Tuxtlas y la porción sur de la

Cuenca de Veracruz y al norte con la extensión en aguas profundas de la

Provincia Salina del Istmo (Figura 2).

La Cuenca del Sureste constituye el área petrolera más importante de México con

una extracción diaria de 2’414,379 de barriles, que constituyen el 96% de la

producción diaria promedio de México. Esta cuenca contiene el 67% de los 10,565

x 10^6 m3 (66,450 millones de barriles, 1989) de reservas probadas nacionales.

Figura 2 Límites geológicos de la Provincia Petrolera Sureste.

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Su producción acumulada asciende a 1,934 x 10^6 m3 (12,164.5 x 10^6 bbls) de

crudo y a 543 x 10^9 m3 (19,169 x 10^9 pies3) de gas. Aun cuando de esta

cuenca se han explotado los yacimientos del Terciario desde principios de siglo, la

producción acumulada se debe, principalmente, a la explotación de los campos de

Chiapas-Tabasco, descubiertos en 1972 y de la Sonda de Campeche en 1976.

La evaluación de 5,981 muestras analizadas por pirólisis y algunas de ellas por

estudios ópticos por luz transmitida, permitió definir algunas unidades como

generadoras de hidrocarburos, entre las que destacan por su alto contenido de

carbono orgánico e hidrocarburos potenciales, en primer término, las del

Tithoniano y, en segundo, las del Eoceno Medio, Oligoceno Inferior y Mioceno

Medio.

Jurásico Superior

Las rocas del Jurásico Superior (Tithoniano) presentan valores de carbono

orgánico que en su mayor parte superan el 1 % y la cuarta parte de las muestras

indica un potencial superior a 5 miligramos de hidrocarburos por gramo de roca.

Los estudios químicos y ópticos demuestran que contienen kerógeno de tipos I y I

I , predominantemente. Están constituidas, principalmente, por calizas arcillosas

negras y gris oscuro, depositadas sobre un mar abierto con condiciones anóxicas,

durante una transgresión regional que se inició en el Jurásico Medio. Su espesor

promedio es de 220 m.

Actualmente, el Tithoniano se encuentra en condiciones de madurez en la mayor

parte de la cuenca, aunque hacia el oriente, en la Plataforma de Yucatán, se torna

inmaduro hasta su acuñamiento echado arriba por el acortamiento de la columna

sobreyaciente, al igual que en un graben del Plioceno-Pleistoceno hacia el centro

de la Sonda de Campeche. Hacia el sur, en las estribaciones de la Sierra de

Chiapas, las condiciones de maduración se tornan severas por el fuerte

sepultamiento que sufre la columna por una mayor sedimentación cretácica,

además de que disminuye su potencial generador. Debido a su madurez, el

Tithoniano presenta presiones anormalmente altas, principalmente en la Sonda de

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Campeche y en la parte norte de Chiapas-Tabasco, provocadas por la generación

de hidrocarburos.

Eoceno Medio

De 202 muestras analizadas del Eoceno Medio, 113 contienen más del 1 % de

carbono orgánico y 48 generaron por pirólisis más de 5 mg de hidrocarburos por

gramo de roca , lo que indica que es potencialmente generador, pero su evolución

térmica es aún inadecuada, ya que se encuentra inmadura prácticamente en toda

el área, a excepción de las áreas con alto gradiente geotérmico y/o fuerte

sepultamiento, como es el caso de la Provincia de Macuspana.

Las secuencias sedimentarias del Eoceno Medio se caracterizan, principalmente,

por lutitas y lutitas bentoníticas gris verdoso, calcáreas, depositadas durante una

etapa regresiva regional que se inicia con el Terciario. Su espesor promedio es de

100 m y en ella predomina el kerógeno de tipo IL

Oligoceno Inferior

El Oligoceno Inferior es una unidad netamente arcillosa, constituida por lutita

plástica gris, con valores superiores al 1 % de carbono orgánico en el 6 0% de las

196 muestras analizadas y mayores a 2.5 mg/g de $2 en el 4 8% de las mismas, lo

cual refleja su potencial generador, aunque se encuentra generalmente inmaduro.

Los estudios ópticos indican la predominancia de kerógenos tipos II y I I I . Los

espesores varían desde cero, en el centro de la Sonda de Campeche, hasta 400

m, al sur. Por su litología arcillosa y la rápida sedimentación subsecuente del

Mioceno y Plio—Pleistoceno, las arcillas del Oligoceno y parte del Eoceno se

encuentran, en la actualidad, fuertemente sobrepresionadas.

Mioceno Medio

El Mioceno Medio, aun cuando presenta valores altos de carbono orgánico, no

refleja un potencial generador importante según los valores de S2, debido a la

fuerte influencia de material orgánico continental tipo III. Su evolución térmica, en

general, es insuficiente, aunque en algunas localidades de fuerte sepultamiento

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y/o altos gradientes geotérmicos llega a estar maduro, como es el caso de

Macuspana.

Geología estructural

Con base en su estado actual la Cuenca del Sureste se subdivide en 3 provincias

geológicas, cada una con características propias:

1.-Salina del Istmo (Figura 3), corresponde a la porción sur de la Provincia Salina

del Istmo, que abarca desde el frente de la Sierra de Chiapas en el sur hasta la

isobata de 500 m al norte, limitando al oeste con la Cuenca de Veracruz y al este

con el Pilar Reforma-Akal. Esta provincia incluye en su porción sureste a la sub-

cuenca de Comalcalco, por su origen asociada a la carga de sedimentos y

evacuación de sal. Estructuralmente se caracteriza por diapiros, paredes,

lengüetas y toldos de sal que dieron lugar a la formación de cuencas por

evacuación de sal, tales como la de Comalcalco, y minicuencas entre cuerpos

salinos. Las rocas mesozoicas y paleógenas están estructuradas ya sea por

plegamiento y fallamiento con dirección noreste-suroeste y vergencia hacia el

noroeste o por rotación de capas en los pedestales de los diapiros salinos.

Figura 3 Sección estructural tipo de la Provincia Salina del Istmo.

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2.-Pilar Reforma-Akal (Fig. 4), está limitado al oeste por el sistema de fallas

Comalcalco y al este por el sistema de fallas Frontera, el alineamiento de diapiros

arcillosos Amate-Barrancas y la falla Topén -Níspero; limita al sur con el Cinturón

Plegado de la Sierra de Chiapas y al norte con la Plataforma de Yucatán. En el

ámbito de esta provincia existen estilos estructurales sobrepuestos: el primero se

caracteriza por un estilo de bloques rotados y afallados y salt rollers de edad

Jurásico Tardío - Cretácico Temprano y se localiza en el borde oriental marino del

pilar; el segundo está relacionado a compresión de la cubierta sedimentaria de

edad Mioceno medio-tardío y se expresa como una cobijadura en el Alto de Jalpa;

el tercero y más importante está representado por pliegues y cabalgaduras

orientados noroeste-sureste con vergencia al noreste de edad Mioceno medio-

tardío, que despegan en horizontes arcillosos y evaporíticos del Oxfordiano y

Calloviano, que afectan rocas mesozoicas, del Paleógeno y del Mioceno

temprano-medio; y el último identificado en el Neógeno, corresponde a un estilo de

fallas lístricas con caída al noroeste, que despegan en el límite Oligoceno-

Mioceno.

Figura 4 Sección estructural tipo de la Provincia Pilar Reforma-Akal.

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3. Macuspana (Figura 5), limitada al este-sureste por un sistema de fallas

normales que la separa de la Plataforma de Yucatán, destacando la falla

Xicalango, al noroeste - oeste por el sistema de fallas Frontera, el alineamiento

diapírico de Amate-Barrancas y la falla Topén-Níspero, y al sur por el Cinturón

Plegado de Chiapas. Esta sub-provincia se caracteriza por fallas lístricas del

Mioceno-Plioceno temprano de orientación noreste-suroeste e inclinación al

noroeste con anticlinales rollover asociados a la evacuación de arcillas del

Oligoceno, en la porción marina estas fallas rompen y desplazan al noroeste las

rocas del Mesozoico a manera de un sistema de “raft” poniendo en contacto la sal

jurásica con sedimentos del Oligoceno. Hacia su borde occidental ocurren fallas

lístricas del Plioceno tardío-Pleistoceno con orientación noreste-suroeste e

inclinación hacia el sureste y anticlinales elongados y apretados del Plio-

Pleistoceno asociados a la inversión de las fallas lístricas del Mioceno

Figura 5 Sección estructural tipo de la Provincia Macuspana.

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Campo Amoca

Geográficamente el campo Amoca se localiza en aguas territoriales en la

Plataforma Continental del Golfo de México en tirantes de agua de 15 a 28 m de

profundidad, frente a la línea limítrofe de los estados de Veracruz y Tabasco.

Se ubica aproximadamente a 61 km al N70°E del Puerto de Coatzacoalcos,

Veracruz, y a 5 km de la línea de costa frente a la Laguna de Sánchez

Magallanes, Geológicamente, se encuentran en la prolongación hacia el mar de la

Cuenca Salina de Istmo.

Fue descubierto en el sexenio del presidente Fox en el año 2003. Se encuentra en

la cuenca del sureste y pertenece al Activo Integral Litoral de Tabasco.

En la subcuenca de Salina del Istmo, es notable la incorporación de reservas

realizadas por el pozo Amoca-1, mismo que incorporó reservas de aceite y gas en

rocas siliciclásticas presentes en el campo terrestre Cinco Presidentes y se

muestra a continuación.

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Pozo Amoca-1

El pozo se perforó en Aguas Territoriales del Golfo de México, alcanzando una

profundidad de 4,000 metros verticales y resultando productor de aceite ligero. El

objetivo fue evaluar el potencial de las rocas siliciclásticas del Terciario que

producen en el campo terrestre Cinco Presidentes. La figura 6 muestra la

localización del mismo.

Figura 6 El campo Amoca se ubica en Aguas Territoriales del Golfo de México, frente a las costas del Estado de Tabasco.

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Geología estructural

La estructura corresponde a un anticlinal que se encuentra afectada por la

intrusión de un cuerpo salino de grandes dimensiones, con una orientación

preferencial Noroeste-Sureste, el cual generó una serie de fallas normales que

afectan los diferentes niveles estratigráficos del Terciario, segmentando el campo

en varios bloques. En la sección sísmica mostrada en la figura 7, se han

identificado atributos de amplitud asociados a la profundidad donde se efectuaron

las pruebas de producción correspondientes.

Figura 7 Sección sísmica mostrando el sismograma sintético del pozo Amoca-1 y los horizontes

interpretados.

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Estratigrafía

La columna geológica atravesada por el pozo va del Plioceno al Reciente. La zona

productora comprende cuerpos alternantes de arenas, areniscas y lutitas

compactas, ligeramente calcáreas de edad Plioceno Superior e Inferior. La roca

almacén está constituida por areniscas de cuarzo, feldespatos y fragmentos de

roca de color gris claro, de grano medio a grueso, subredondeados y mal

seleccionados. Los ambientes sedimentarios en que se depositaron los paquetes

arenosos mostrados en la figura 8, corresponden a lóbulos de canal y barras

transgresivas asociadas a un frente deltaico.

Figura 8 Modelo sedimentario del Plioceno Inferior-Medio (Secuencia 5.2 – 3.0 Ma) mostrando el depósito

de arenas en los lóbulos asociados a sistemas de abanicos submarinos.

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Figura 9 Configuraciones estructurales en profundidad de los intervalos productores del campo Amoca.

Trampa

El intervalo productor más profundo corresponde a las arenas productoras del Play

Cinco Presidentes que se acuñan contra la sal, y se encuentran afectadas por dos

fallas normales paralelas entre sí, orientadas sensiblemente Este-Oeste (figura 4).

Estas fallas segmentan al campo en tres bloques, siendo el bloque central el más

alto, que origina que el pozo se ubique en el bloque bajo del Norte a

profundidades del or den de 3,000 metros. La estructura se profundiza hacia el

Noreste hasta alcanzar cotas de 3,850 metros, mientras que en la porción Norte y

Sur la estructura se profundiza hasta los 4,000 metros, figura 9. Las arenas

productoras más someras son genéticamente equivalentes a las arenas

productoras del Play Orca identificadas en el campo Cinco Presidentes.

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Roca Generadora

La principal roca generadora de los hidrocarburos es de edad Jurásico Superior

Tithoniano y se conforma de materia orgánica en las lutitas bituminosas de color

negro y calizas arcillosas, de color gris oscuro con abundante materia orgánica,

con distribución regional amplia y espesor mayor de 250 metros.

Sello

A nivel regional, el sello está constituido por lutitas equivalentes a la formación

Concepción Superior. Adicionalmente, se tiene como sello las lutitas que se

encuentran interestratificadas entre los cuerpos de arenas productoras.

Reservas

El volumen original 3P de aceite es 347.7 millones de barriles, en tanto las

reservas originales de petróleo crudo equivalente 1P, 2P y 3P estimadas son de

29.2, 34.8 y 75.6 millones de barriles, respectivamente.

Yacimiento

Los yacimientos están constituidos por arenas de cuarzo, cuya porosidad varía de

18 a 27 por ciento y saturación de agua de 20 a 31 por ciento, en promedio. En la

figura 10 se presentan los registros geofísicos procesados, indicando los

intervalos productores de aceite y gas, donde se efectuaron pruebas de

producción observándose producciones de aceite de 645 a 2,393 barriles por día,

y de 0.25 a 1.2 millones de pies cúbicos de gas por día.

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Figura 10 Registro compuesto mostrando las curvas de registros geofísicos, resaltando en color rojo los intervalos productores IV(1,171-1,181) y V(1,112-1,127) .

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Bibliografía

Pemex. Provincia Petrolera Sureste. Extraído el 4 de agosto de 2012 desde

http://www.cnh.gob.mx/rig/PDF/CUENCAS/Sureste.PDF. Comisión Nacional de Hidrocarburos, Febrero de 2012. Dictamen Del

Proyecto De Explotación Coatzacoalcos Marino. Extraído el 4 de agosto de 2012 desde http://www.cnh.gob.mx/_docs/dictamenes/Dictamen_Proyecto_de_Explotacion_Coatzacoalcos_Marino.pdf

Pemex. Descubrimientos. Extraído el 4 de agosto de 2012 desde

http://www.pemex.com/files/dcf/capitulo_4_031231.pdf.