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ASOCIACION MEXICANA =ÓL( iOT PETROLF--3. A.C.

Zona

I

Marzo, 2006

MESA DlRECTiVA DE LA ASOCIACIÓM MEXICANA DE GEÓLOGOS PETROLEROS, A.C. DIRECTIVA NACIONAL (Bienio 2004-2006) J. ANTONIO ESCALERA ALCOCER Presidente

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9lME MANDUJANO V E ~ S Q U L omisión de Estudios TBcnicos

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DOMINGO SAAVEDRA TORRES Prosecretano

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JOSÉ GUADALUPE GALICIA BARRIOS E: Secretano

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~ ~ q g r $ d e p ~Comisibn de Estudios TBcnicos a> , id A ki. , 2 ' -- .:t - & v c s cbam ~ a d b n de dos b1gquc.a;el cet&&gan~epeseenta un titante hnpFe(lna'de de 648 m e n Dplafnias del CretBeics y B M a Un arpO del Weoceiio-Crer&dcoy mrreqmnde a la pralongamhLndas' cibn del %cimIt?nto Cantamil, el bbque abaigado ha dmms sido investigado con la peffomci&n del Paso CrV35 a pfaMor- que akanzd a cortrrr 49 m de Brecha del PaleocenoCEt&cIcp. multando invadida con agua Mllada. La m. E'

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prcxlu%i&n ae eteeite que se obtiene eri C~rnpkjo Cantare11 pm+tene en dolamias &elCrettlEico y Bm,cha ente Dobmmfticadel Weoceno Cretacico y Emm Inferior sumando un espmw de %D m. m *% La amnmlaciirn 6 c~nrr~igm principalalmente. por el facttx eamcurill: la ifoIo~itizacl&nha jugado a$ mmben ur'i p%pl muy imporwte en las rr~casCarm eonarao. ya que d.e~&o a este hameno y aunado cm el fractutarnisnm. las poro$idedes de egw rocas es exmhte para Constituir Impomtes yacimientsc, wmo es el cam be M¿?que arrojá una pr&wei6n de

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Figura 111- 18. Estructura Nohoch

48.000 bls/d de aceite. la porosidad promedio es de 9 % y la permeabilidad en la brecha es de 10 darcy y del Cretácico de 5 darcy La porción superior del yacimiento termina en una discordancia sellada por lutitas y una brecha compacta; la profundidad promedio del yacimiento varia de 1,030 a 3.684 m. En el flanco sur de la estructura se tiene un nivelaceite-agua a 3.104 mbmr. Hasta el 31 de diciembre de 1984 se encuentran en explotacián 60 pozos, con una producción de 985,687 blsld de aceite que representa el 54 % de la produccidn de la Sonda de Campeche. La producción acumulada a la misma fecha es de 1,644 millones de barriles de aceite y 20,069 millones de m3 de gas y la densidad del aceite es de 22O API.

manifestaciones de hidrocarburos en areniscas rásico Oxfordiano. En 1977 se propuso la perforacioñ del Pom : tún No. 1 , localizado cerca de la culmlnacidn estructura. teniendo como objetivo las aren ceno productoras en la Cuenca de Mac cas carbonatadas del Paleoceno-Cretácico p en el area y los sedimentos Mesozoicos que buenas manifestaciones en el Pozo Chac Nq.. pozo alcanzó la profundidad de 700 m y fue por accidente mecánico al incendiarse el eq presencia de gas en arenas del Mioceno. Se continuó explorando La estructura M Abkatun 1-A, que se terminó en abril de profundidad de 3.600 m en sedimentos del Inferior, resultado productor de aceite en ticas del Paleoceno-Cretácico, en este m!$ program6 la perforación del Pozo Kanaab-i CAMPO ABKATÚN (Aceite Ligero) minación de una estructura de forma ddm, localiza a 8 km al NW del Pozo Abkatún 1-A. El Campo Abkatún forma parte de los campos gigan- quedo taponado por accidente mecánico a tes de la Sonda de Campeche, con una superficie de didad de 1.849 m en sedimentos del Mi 126 km2. Se encuentra localizado en la Plataforma En marzo de 1980 se termina la perforaci Continental del Golfo de MCxico; aproximadamente 1-A a la profundidad de 3,686 m en sedi a 80 km al N 27 W de Ciudad del Carmen, Carnp; Credcico Inferior, quedando como prod dentro de la Provincia Geológica Marina de Coatzacoa- marina. Icos. La estructura se manifiesta como un domo alarEl desarrollo de estos campos se inicia. gado, orientado de NW-SE (fig. 111-19). formando parte 1980 bajo el nombre de Abkanin del alineamiento estructural Manik-Taratunich-Kana- cual alcanzó la profundidad de ab-Abkatún, que junto con las demás estructuras del productor en los intervalos Área Marina descubiei-tas por el Método de Sismologia m en Dolomias del de Reflexión, cobraron gran importancia a partir de cial de 849 bls/d de la perforación del Pozo Chac-l que se termino en el año 1976 como productor de aceite de una Brecha del caracteristicas Rleoceno-Credcico, observándose además buenas

Imi-ión

de la estructura se presenta como ente dolomitizada y hacia 10s flan. de mudstone, wackestone, packstone Iomia de color gris claro, crema, con

os M~ ~ i y Brecha c o del Paleoceno-Crese comideran como sedimentos sellos algunos S arciQacalcáreos del Creracico y 10s sedimenrrfgenqf [email protected],desde 'el Mioceno hasta el @mlniWW.i a c u m u l a c i ó n ~controlada ~ por el factor estrañco, ya que las fallas que &ctan a la em.bXIra no la acumulación de hidrocarburos. .eTi influencia '% &ata de mdirnentos de ambiente nerfticomedio FilisWf5,503 m de ospesor M i m o Pozo Ana 281$! repremntado casi en su totalidad de color gris claro, de grauna sec-,.arenw grueso, con @p.r&ddicasintercalaciones de kitita verdoso suave g hacia la base pequetios Lechos m i s c a gris chro, de grano fino. semiconsolidada, trata de sedifimras de+~ositadasen un ambiente

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S& (espesor promedio 1,030 m). Se como una alternancia de arena gris claro. no grueso a muy giueso, con gruesas capas de s' grí v q d w , suave, esporádicos horizontes de 0 Y ms= de macrofaura (mo'usco,s) Y algunos mplares &E mlcrofósiles.

constitllidQ por arena gris claro Y amarillenta, sa a muy gnt~sa,con intefdaci0fl.e~ de arcilla gris,

1 verdoso, fosiüfera; aparecen ocasionalmente le-

(espesor promedio 860 m). Esta reo a muy $nieso, con intercalaciones de grava mm de &&metro, de alores claros y arcillas doso, pi8stica. Esporadicamente aparecen hode lignito y resros de macrofauna (molusms). Cuenca Salina del Istmb, en esta porción se como rocas generadoras de hidrocarburos

receptoras los cuerpos arenosos del Concepción Inferior. Concepci6n S Paraje Solo. como rocac-sellos se.ei tos arcillosos del Terciario.

normal que se desplaza de NE-SW salto de aproximadamente 1,200 m. la gobierna la acumulación de hidroca hada de otro sistema de fallasnorm partancia con diferentes rumbos y q influencia en la formación de bloques diferentes yacimientos. Se perforaron 68 pozas, de los ron productores y 29 improductivos se tuvo una producción acumulativa barriles de aceite. con una densidad parafinico),

REFERENCIAS Ángeles, A.EJ.. 1983.1985. Pr08p":k "iúni períntendencia de Paleosedimentacidn leos Mexicanos. 48 p.. inédito. Ángel". A.EJ.. 1986. ProWcfo l u r ~ s ~" o intendencia d e Paleosedirnentación. Zona Mexicanos. 48 p.. inédito. Angeles. A.E.J., 1987. Prospecto "ninich-Puem E"aluaCisn CeolDgica del Jurásico Superior Carnpeche. Superintendencia de Paleosedi hingeles, A.F,,., 1988, Esludio Jurásico Superior en la Sonda de Cam lngenieria Petrolera. V. XXVIII, num. 1, Prayecto 77. Sureste del Colk de Mtj. Arnerican Bulletin. v. 95, pp. 226-238. Buffier. R.T.. 1980. Esuuctura e Historia Geol funda Cuenca ~ e n r r a del l Golfo de Mex cias Marinas de la Universidad de Texas. Cantu, Ch.A.. 1977. Las Amonitas del Pozo Cha peche (Golfo de México). Revista del Insti Petróleo. vol. IX. núm. 2.38 p.. 2 figs.

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del estado f pensar en@ tmcturalesu La P d en al etapg do acnralw de reflexiofi Provincia M ticas geopet esto es. a& dos lineas si la primera trampas de mayor atrac la Provincia, t k !b.iecozoic ,mla pr~ pet~dTf~r0 ;

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se bampecne, ia inrorrnacion rue ra:&e@able no asi la correspondiente , en que la información ión es, generalmente pobre y esto es debido posiblemente a e pierde en los niveles superiores del tes podemos citar las configuraS

y magnetométricas de la penin-

Ms muestran estructuras senciblemente :&n sido investigadas por algunos pozos d. mmo otras localizadas en minimos gon el fin de encontrar hidrocarburos. estructuras se localizan en las costas ntana Roo, por lo tanto. resulta lógico de trampas estratigrahcas y es@ode estas provincias petroleras. a Marina de Campeche se encuentra exploración complementaria. conrancon un levantamiento sismológico agnetométnco. en tanto que la a de Cozumel, debido a sus caracteríss Jó)o cuenta Con exploración baica, agnetrom&ico y la prolongación de lógicas de la Provincia, Por esta razón, tia cuenta actualmente con algunas idas con interés petrolifero, teniendo las que se encuentran occidente de ivo es el sondeo estratigráfico ia se visualiza una mna de interés semarse un levantamiento situado te a 50 km al SE d e Isla Mujeres, en sedimentarias se acuñan contra este

estratigráhca en la Provincia con posibído inferida, apoyada en datos obtenidos inente en la Península de Micatán y áreas ntroarnerica y Plataforma de Yucatan). A describen brevemente la evolución s unidades (fig. IV-1). to de la paleo~lataformade Yucatan e, la constituyen rocas igneas y mePaleozoico, sobre los que descansan ente lechos rojos del Jurasico Superior S a la Formación "Todos Santos", ntes en la Provincia con posibilidades mentos terrigenos marinos de aguas acuerdo a las perforaciones mas profun-

aas ooservaaas en ei area proaucrora \pozos ~ a a n - i , Chac-l y Cantarell-2239) existe un reflector somero que nos indica perfectamente un engrosamiento de la coktmna edirnentaria carbonarada y un s a n a m i a m de la terrigena hacia la plataforma, mostrando perfectamente el paso transicional a talud y plataforma en la Provincia de Campeche. Dicha columna carbonatada está constituida principalmente por depósitos c a r b natados y evaporiticos. los cuales deben tener origen en el Jurásico Superior Wimmeridgiano). teniendo como referencia la presencia de rocas dolomiricas y evaporiticas en el Area Manna (pows Canrareil. Chac. Ku, Caan, Batab. lbnich y Karnbul), dentro de la provincia productora. El Cretacico Inferior debe estar presentado por facies evaporitcas y carbonatadas equivalentes a la Formación Coban de Guatemala, tomando como referencia los pozos perforados sobre el continente en la Peninsula (Pozo Yucatán), el Caribe (Pozo Yalbac) y Guatemala (pozos Sn. Román y la Pita). El Cretácico Medio al igual que en el Inferior debe estar caracterizado por evaporitas y carbonatos de acuerdo a los pozos perforados en el continente ya mencionados, en donde estas facies son principalmente anhidritas y yesos con intercalaciones de calizas, calizas dolomitlcas y dolomias. Hacia el borde. de la plataforma, estas sedimentos sufren un cambio de facies a dolomías con fantasmas de oolitas e intercalaciones aisladas de terrigenos (arcillas). De acuerdo al Pozo Kukulkán perforado en el Área Marina. Es probable encontrar a este nivel estratigráfico derrames lavicos, como los encontrados en las pows perforados en la península. En el Cretacico Superior continúa la secuencia carbonatada evaporitica, caracterizada por facies de yesos y anhidritas. con intercalaciones delgadas de calizas, dolomias y facies de cuerpos de calizas biogenas ooliticas, dolomiticas y dolomías, de acuerdo a las perforaciones hechas en el continente por los pozos Yucath. Champotón y Ticul. El Pozo Kukulkan-1 presenta estas calizas biógenas dolomitizadas, con intercalaciones de cuerpos delgados de calizas fosiliferas. con colores que varian de gris a café claro. Hacia la cima se observan intercalaciones frecuentes de lutitas bentoniticas de color gris obscuro y verdoso con presencia de algunos inrraclastos, probablemente penecontemporaneos. los cuales presentan en algunas ocasiones rniliólidos. A este nivel estratigráfico también es probable encontrar derrames Iavicos observados en la península. La parte alta de esta unidad la constituye una dolomia microcristalina que presenta estructuras sedimentarias. tales como: ojos de pájaro, carpetas de algas y fracturas

reiienas ae caiuta; se ot>seiva tauna, mes como: mtiiúlidos (favularia). valvulámina Cbentonic~j,ostrácodos y textularidos. Esta unidad es equivalente a la zona de brechas productoras en la Provincia Marina de Coatracoalcos que marcan la discordancia de tipo regional emre el Terciario Temprano y el Mesozoico Brdio. Durante el Terciario se dispone de una mayor información producida por los pozos perforados en la Sonda de Campeche, comoson: Kukulkán, Ixim, Hol y Chilam que presentan en forma mas veraz la columna que a continuación se describe: El Paleoceno ha sido cortado por los pozos K8k&ulkán-ly HoCl con un espesor que varía de 110 hasta 390 m, respectivamente Es importante mencionar la presencia de canales de erosión reportados en esra Provincia, que dio como consecuencia zonas de discordancia d e los limites Paleoceno-Cretacico y en la cual pequeños promontorios heron descabezados por la erosldn. Está constituido por dolomias café claro, obscuro y blanco grisAceo, de textura criptocristalina a microcristalina. en partes sacaroide; hacia la cima presenta capas delgadas de grainstone bidgeno color a e m a (Pozo Hol- l ) , como estructuras sedimentarias se observan fracturas selladas por calcita y dolomita; tiene porosidad intercristalina y en cavidades de dicolución. Esporádicamenre se observan pequeñas intercalaciones de bentonita caldrea. color verde esmeralda (Pozo Kukulkán- 1 ). U Eoceno fue cortado por los pozos Kukulkán-l y Hol-1 con un espesor que variade 480 a 340 m, respectivamente. Esta representado por rocas carbonatadas constrtuidas de [a base a la cima por dolomias de color café claro a amarillento, microeristalrna. de aspecto sacaroide, con intercalaciones de limolitas y grainstone de bioclastos ligeramente dolomitizado (Eoceno lnfer~or).La parte media la constituyen una alternancia de "grainstone" biógeno con lutitas bentoniticas color gris verdoso, iimolitas y dolomias café: claro a obscuro, microcristalina de textura sacaroide (Pozo Hoi-1). Por sus características. esta unidad se hace equivalente a la Formación Chichen-Itzá de Yucatan (miembro piste). La parte Inferior la constituyen lutitas bentoniticas, calcáreas que gradúan a margas bentoníticas, con alternancia de wackestones arcillosos de foramrniferos. con intercalaciones delgadas de bentonitas verde esmeralda y wackestone a packestone de biodastos color caf6 claro obscuro (Pozo Kukulkán-1). Estos sedimenros cambian de facies hacia la parte central d e la Plataforma y el Caribe, donde se presentan en facies carbonatadas y evaporiticas equivalentes al grupo Petén de Guatemala de acuerdo a los pozos perforados en Belice (Yalbak, Hill-Banck y Blue Creek),

caracterlzaaos por anniatrcas irrterc doiomías y crhlqas. El Oligoceno fue E Kukulkan-1 en el Área karina con un m, se caracteriza por una alternanci niticas color verde olivo y calizas (m ne). fosilíferas color caf6 claro. Hacia I lutitas bentoniticas y. lutitas arenosas grts verdoso. Es probable que hacia la constituido por calizas y evaporidiscordante por erosión o no depos& Medio Superior, tomando en cuenta E se encuentran ausentes en casi efectos de la Orogenia Cascadiana co, Sánchaz Montes d e Oca, 197'91 en el Pozo Hol-1 . El Mioceno fue con Ixim-l , Kukulkán~l,Hol-1 y Chilam-l. forma y en el borde de la misma 9s una alternancia de lutitas bentoni doso, wackesrone-packstone de b i d arrecifales penecontemporáneas ( blanco y cremoso Sobre la plataforma ya en la si se observan estos sedimentos. bermas solapados por sedimen recientes. En la Cuenca de Macusa, cuerpos potentes correspondiente* a cuspana del Mioceno Inferior. El marcado cambio d e facies carb! genas observadas en los pozos del Ixim-1 Kukulkán-1 y Chilam-1)' con' cáreos evaporiticos observados e dos en la Península de Yucaen, en (pozos Yucatan, Champotón. Ticu Hi11 Banck, la Pita y Rubei Santo), & de una plataforma estable que ha es@ gistrando cambios en el medio de de estableciendo zonas de talud. borde plataforma y litoral (68. IV-2). Dicha plataforma actuó durante t logico a partir del Mesozoico Brdío cb rígido que permitió la formación de 7 calcáreos. zonas arrecifales y áreas del dieron lugar a la secuencia estratigra anteriormente, únicamente sobre la fallas de esfuerzo cortante, produ gua-Polochic deben haber consti sitos con potentes series sedi sobre la Peninsula y el Mar anomalías magnetométricas y re existentes, lo anterior hace intar desde el punto de vista petrolero. si los efectos diastróficos en esta parre mitiendo la formación de estructuras

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marrecifales y cuencas que pueden constituir nW reSe~orlossellados por los horizontes evapo a lo antes mencionado. se espera enrerrigenas bituminosas capaces de geneuros, carbonatos capaces de acumularlos impidan su migración consrituyendo trampas de tipo estratigrafico.

SQGRAF~A Y TEC~~NICA afia de la Península y El caribe. así como íntimamente ligadas con la de Cen. n, aquí se resumen algunos de los resulos por los investigadores en esta regidn taforma de Yucatán y la Zona del Caribe ins sedimentarias del Paleozoico (pensilváni. El origen de estas rocas en las cercanías dificil de explicar e existen algunas ue traran de relacionarlos con el sistema so de los Apalaches como explicación al oride la deriva elfo de Mexico o como ente no se tiene conocimiento del Mesoano en la Provincia, lo que puede indicar stencia de mares muy someros (epicontiue permitieron una gran precipitacion de tiras que constituyeron enormes depósitos bservados en la Cuenca Salina del Istmo. stribución de estas tierras emergidas indica te este tiempo en el Sur de México y el continente ocupo una amplia extensión en 1 mar cubría superficies limitadas. asimismo.

la distribución de la fauna oceánica a principios del Cretácico, indica que gran parte de esta región estuvo cubierta por una prolongación del Mar de Tethys de acuerdo a la afinidad que tiene esta fauna con la del Mediterráneo. Por otro lado, la distribución de Fauna y Flora Marina (moluscos, equinoderrnos, ostrácodos, peces y algas) durante el Mesozoico. en esta región del país y en toda Mesoamerica, indican la existencia de una provincia paleogeográfica en el Caribe y de la cual participa la provincia con posibilidades, abarcando a g w de la zona occidental del atlántico y la parte oriental del Pacifico. Asimismo, en gran parte del Terciario existió una franja positiva continua que se extendio desde el Sur de Estados Unidos hasta la Zona istmica de Centroamerica (canal). En las Antillas Mayores existieron áreas emergidas durante todo el Cenozoico y un archiplélago que redujo en gran parte la discontinuidad terrestre entre Cuba y YucatAn. De acuerdo a los daros anteriores se considera que Norteamérica estuvo separada de Suramérica por superficies terrestres reducidas, que flanqueaban zonas de deposito que constituyeron cuencas como las presentes en el Área Marina y en la Zona del Caribe.

AREA CON MAYORES POSIBILIDADES LOCALlZAClbNGEOGRAFKA El área con mayores posibilidades de contener hidrocarburos se localiza en la porción occidental de la Provincia Marina de Campeche. Delimitada en forma aproximada por los paralelos 1 9 O 00' y 2 4 O 00' latitud norte y los meridianos 8E0 00' y 9 2 O 30' al oeste de

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Gmenwich frente a los estados de Campeche y Yuca- a lo faea del área y propician el 'mi tán. Cubriendo una superficie cte 99,386 km2. ~urásicohaciala plakforma. Es precisame Fisiográñcamente, forma paste de la Plataforma zona de transición donde pueden ea~stiepc Continental en aguas territoriales del Golfo de México, de entrampamiento para la acmLll$c1ap.8 en la cual se han determinadio ypropuesfo para su per- buros sobre todo en el Jurásico, &bMo a fa foración trampas estrucuirales con diversos objetivos. del mismo en un gran tiempo geol&ico. t.

ANTECEDENTES EXPLORATORIOS esuidios sisrnológicos de reflexi6n realizados periódicamente en toda la Provincia de Campeche, dieran como fesultado msiaemr con posibilMa&s para &acumulación y entrampamiento de hidrocarburos tres áreas ubicadas y jerarquizadas como sigue: &S

1) Esta zona corresponde a la parte sudoccidente de la Provincia y adyacente a los grandes yacimientos mtualmente en producción. la información sismológica es buena y correlacionable, la principal caracteFGstica que puede apreciarse es la evidencia de como Im sedimentos existentes en la Sonda de Campeche tienden a acuñarse hacia esta área. Otra característics importante es la zona de transición entre cuenca p.plataforma, esto es el talud, que posiblemente se wnskleró para delimitar las Provincias Marinas de 9eoatzacoaicos y Campeche.

&S

El talud se encuentra definido por una serie de facon orientacion NW-SE que presentan un frente

2) Se encuentra enmarcada en las im

de la Isla de Cayo Arenas; la informaddn s muestra un reflector que puede cat&ogarsc racteristico de esta zona y que varfa en ui 1.7 a 2 7 ceg.. notandose adem& que es separa dos paquetes sedimentarios; la par en la que se tiene información no mrelaci parte inferior en la ciue se nota falta &!kcon! ¡a información.

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En esta área se encuentran locali&das 1; ras, Cataz-l . Huntaz-1 , Oxtax- 1 y Tu@

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3 ) Se

encuentra enmarcada en las inisiedir Arrecife Alacranes; la información &olog da muestra en general reflectores con esca denotando sedimentación concordante y ur ción con interferencia de baja frecuqncia, c lidad que varía de regular a pobre.

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Se han determinado y propue*. en trampas estnicuirales con pequeñm cierre y Citanil-l), AcNalmente,se están trampas esuatigraficas ocasionada pos arrecifales.

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Las caracteristicas batim&?j,gs de ductora y con posibilidad$s, ger muestran pendientes suave$a par nea de costa. En extensio~'Issta la profundidad varia gradu&entet m, llegando a incrementarsb sübit la zona de talud hasta protü&idadt de 500 m como se ilustra e$a 6gu fl;,

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Flgura IV-3 ~aracterístlJasb generales del área productora bilidades.

POZOS DEL PROYECTO CAMPECHE6 PERFORADOS ENTRE 2004 y 2005-L- : POZO N-1

Carmen. Camp. (Fig.Vwddn eomercfalde hide la Brecha del erior Klmmedde agua de 175.5 m. h e &e 3.650 mvbmr.

Resultó productor de aceite pesado y bajo contenido de gas en el Yacimiento de la Brecha del Cretácico Superior.

La estructura es de tipo antidinal orientada N 75 W, limitada al norte y sur por fallas invesas. RI este, cierre de la estructura es por buzamiento suave que alcanza el contacto agua-aceite, el cual de acuerdo con los datos propordon-'-- por el pozo se ubica a 2,555

Figura V- l . Localización de los pozos del Proyecto Campeche Oriente a 137 km de Ciudad del Carmen, Camp.

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Figura V-3.- Sección Geológica entre varios pozos.

DE LA ZONA I

Figura V-6.- Sección sísmica en profundidad con la trampa estructural del yacimiento

A nivel del Cretácico Superior la trampa es de tipo e s t w

mal y se encuentra afectada por fallas inversas y normales. con una orientación NW-SE (Figs. V-7 y V-8).

Yacimiento Se compone de una brecha con fragmentos de do15 mía rnicrocristalina y mudstone-wackestone de i n m clactos y bioclastoc parcialmente dolomitizados (Fig. V-9). Su porosidad es secundaria, intercristalina. en fracturas y cavidades de disolución, con promedio de 8 % y la saturación de agua promedio de 1 2 % .

POZO K-1

El campo se localiza al NW de Ciudad del Carmen, Camp. (F1g.V-1). El objetivo de incorporar reservas de

rnerci de la

Figura V-7.- Configuración Estructural de la Cima de la Brecha del Cretácico Superior.

Figura Y-8. Sección Sísmica en profundidad, transversal a l a estructura.

intervalos probados y núcleos.

hidrocarburos en el Cretácico Superior y Jurasico Kimmeridgiano con tirante de agua de 154 m. La profundidad total perforada fue de 3,820 mvbmr. Resultó Yacimiento productor de aceite pesado en el Yacimiento de la Brecha del Cretacico Superior, en el Cretácico Inferior y en Para el Cretacico Superior lo constituyen ne con intercalaciones de dolomías microc el Jurasico Superior Tithoniano. y Mudstone laminar con porosidad secunda cristalina y en fracturas. Las propiedades petrcs se obtuvieron de la integración de núcleos y r Geologla Estructural geofisicos. La porosidad para el Cretácico es de La estructura es un anticlinal de tipo "pop-up" angosto medio de 13%: la saturación de dgua tiene r s ~alor y alargado, orientado NW-SE, siendo afectado por h- promedio de 47% y el volumen de arcilla vana 2 y 10%. Ilas inversas en sus flancos. (Fig. V-10).

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POZO N-2 A nivel Cretacico Superior la trampa es de tipo estructural y se encuentra afectada por fallas inversas al NE y al SW y tiene una orientación general NW-SE (Figs. v-vio y v-11).

Se localiza en las Aguas Territoriales del Golfo de co, al NW de Ciudad del Carmen. Camp. (Fi El objetivo h e obtener producción comercial

Figura Y-1O.- Configuracíón Estructural de l a Cima de la Brecha del Cretácico Superior

Figura V- 1 1 Sección Estructural entre p

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582.W

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POZO P-1 tntroduccibn Mlencada E-W y norte y sur y por a~ f ~ cmt evento lec-

Se iocallza en las Aguas Territoriales del Golfo &M&&m. aproximadamente al NW de Ciudad del C m & Carnp. ~ (Fi8.V-1).W objetivo fueobtener pm&m&h mercial de hidrocarburm en las r-61 w b o n a : ~ ~

de 3.890 mvbmr. Resultando productor de &&e

pesado en el Yacimiento de la Bred-ia del Cr&tacico5~4~2rior y Jurdsiw Superior Kirnrnerkdglano-Tifhoniano.

taba. su porositadina y en Racturas

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Figura V- 14.- Evaluacibn Petroflslca con itttervalos probados y núcleos.

no e inicios del Mioceno dando como resultado estructuras expulsadas del üpo 'Pault Propagation FaW.

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La m p a es de tipo estructural y se encuentra afeo w.gw faks inuersas de nvmbo E-W

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quedó ubicado en el extremo occidental de este antlclinal Figs. V-15 y '4-16).

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Para el Cretácico lo constituyen las secuencias de Brechas caldreas dolomitizadas y dolomias rnicrocristalinas (Fig. V-17) con porosidad de tipo secundaria, inter- Geología Estructural cristalina, en fracturas y cavidades de disolución, con valores promedio de 7% y la saturacien de agua promedio de 8%.En el Jurásico Superior Kimrnendgiano do. angosto y alargado. orientado sen lo constituyen los carbonatos oolíticos dolomitizados. afectado por fallas inversas en sus flancos t?@.

POZO 1-2

A nivel Cre&ico y Jurásico la trampa es de ti

Introducción El Pozo T-2 se localiza en las Aguas Territoriales del Golfo de México, al NW de Ciudad del Carmen, Camp. (Fig. V-1). El objetivo fue Incorporar reservas de hidrocarburos de las rocas del Cretácico Superior (alóctono y autóctono) y Jurasico Superior Kimmeridgiano. El pozo se perforó en un tirante de agua de 100 m. La profundidad total fue de 4,230 mvbmr. Resultó productor de aceite pesado en el Yacimiento del Cretácico y en el Jurasico Superior Kimmeridgiano.

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wampa tural y se encuentra Brnitada por fallas In una orientación general NW-SE (Figs. 17-1 8 y

Yacimiento Para el Cretacico lo constituyen las secuencias de chas calcáreas dolornitizadas, con dolomias mic talinas y en menor proporción Mudstone-Wack de intraclastos dolomitizados, con porosidad in talina en fracturas y cavidades de disolución.

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Figura V- 15.- Configuración Estructural de la Cima de la Brecha del Cretácico Superior

Figura. V- 1 7.- Evaluación Petrofísica los intervalos probados y núcleos.

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rural cima

nto es de 9 % , la Sw y el Vclde5a 20%. constituyen los porosidad tiene e 5 %,la Jw nene un valor promeoscilia;&tre 2 y 10 % (Fig.V-20).

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Figura V- 19.- Sección Estructural entre los pozos

C-1 y T-2

Resultó productor de aceite pesado en el Yacimiento de la Brecha del Cretácico Superior.

Geología Estructural La estructura K-2 es un bloque expulsado por compresión y asociado a intrusión salina; el bloque

orientado NW-SE, limitado por fallas inversas a ambas flancos y tiene cierre contra falla y sal (Pig. V-21).

Trampa A nivel Cretácico Superior la trampa es de tipo esttuc-

tural y se encuentra afectada por fallas inversas al NE y al SW. limitada al NW y SE por intrusiones salinas y tiene una orientación general NW-SE (Figs.V-21 y v-22).

probados y núcleos para la Brecha.de1 Cretácico

, : .. , .. --

Figura V-21.- Configuración estructural de l a Cima de la Brecha del Cretácico Superior.

Yacimiento

wampa

Para el Cretácico Superior se compone de una brecha constituida pos fcagmentos de dolomías microcristallnas (Fg.23). con poiasidad secundaria. intercristalina y en Fracturas y Wdstone-Wackestom de intraclcistos dolornitiqdos con porosidad secundaria intercristalina y en fracturas, con impregnación de Aceite Pesado.

En el Cfetácico la trampa es de tiPo e s encuenna afectada por fallas inversas, con ración NW-SE (Figs. V-24 y V-25).

Yacimiento Para el Cretacico Superior lo constiniye una fragmentos de Mudstone-Whckestone y p dolomitizado. Su porosidad es secundaria y cavidades de disolución (Fig. V-26).

Pozo Y- 1 Introducción

(Fig. V-1). Ei objetlvo fue incorporar reservas de hidrocarburos de las rocas del Cretácico 159 m. La profundidad Q,3Tmvbmr..RecultO

Geología Estructural

S

probados y los nú

I

-inri EstuL.-.-ral Brecha del

Figura. V-25.- Sección Estructural entre los pozos z-1 y Y - l .

. .-

Geología Estructural

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I d i z a en las Aguas Terri- La Estructura E 2 es un anticlinal expulsado por comroximadamente al NW presión; el bloque está orientado NW-SE, limitado por g. V-i ). E1 abjetivo fue Palias inversas a ambos flancos y tiene derre wntra rburas de las rocas del falla (fig. V-27). Superior Kimmeridgiano y O. Se perforo en un tirante idad mtal perforada he con su objetivo, ya que A nivel Cretácico Superior la trampa es de tipo esmctural y se encuentra afectada por fallas inversas al sur y este, al norte y oeste el cierre es por buzamiento. tiene una orientación general NW-SE (Figs V-27 y V-28)

.,

Figura 27. Configuración E s t r ~ c t u r ~, , . de l a Brecha del Cretácico Superior.

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a

normal y hacia el NW en dirección del Pozo B-l serva una falla normal (Fig. V-29).

nivel Cretácico Superior la trampa es de tipo tural y se encuentra afectada por fallas inversas males, con una orientadan general E-W (Figs.

A

'Y

Figura 28.- Sección Sísmica con los pozos 6-2 y N-2.

POZO P-2

Se compone de una Brecha can fm mudstone-wackesmne, parcialmente do porosidad es secundaria en fracturas y eaviU disolución. La porosidad promedio es de 6 8 88 turación de agua promedio es de 20-25 Inferior se compone de una dolomla mic

Int~sxiucci6n color El Campo P-2 se localiza aproximadamente al NW de tia de Mu~sfc3ne-Wac~esh~ne promedb es de 5%Y la saturación de agua C~daddel carmen, camp. (~1g.v-1)FLI objeti~o mia akenslón lateral del Yadmiem $e & es de 1522%. 1. conocer el conmcm agua-aceite y reducir la incertidumbre de sus reservas con un tirante de agua de POZO L-1 125 m, profundidad total perforada de 3,775mvbmr. W t 6 proBUctor de aceite pesado en el Yacimiento de la Brecha del Cmtácico Supedar y en el Cret&ico ~ n t & w i & Infefiot

Gedmgfa Wnictural La estructura es un anticlinal de una forma alargada, de dimensiones aproximadas de 5 km de largo por 2 km de ancho, la orientación de su eje es NW-SE y se

encuentra limitada en su flanco NE y SW por fallas de tipo inverso, hacia el SE el cierre es por echado y falle

1

1

N

l l Figura V-29.- Configuración Estructural de la Brecha del Cretácico Superior.

Figura V-30.- Sección mostrando la trampa rural.

nivel Cretácico Superior la trampa es de tipo esuuctural y se encuentra afectada por PaiIag inveisas al NE y SW. al SE está ümitado por una falla normal. tiene una orientación general NW-SE (FIgs. V-31 y V-32).

A

es estrucnval y corresponde a un plegasacoplado, se caracteriza por ser un pliegue y alargado orientado NW-SE. afectado por fa- YadmientO rsas en sus flancos. Se presenta como ia pron noroccidental de la estructura del Campo Para el Cretácico Superior se m p a n e de una brecha aproximadamente 5 km de longitud (Fig. constituida por fragmentos de Wackestone con intercalaclones de dolomias microcristaiinas y Mudstone laminar con porosidad secundaria, intercristalina y en fracturas. El Cretácico Medio se compone de un Mudstone-Wackestone con porosidad secundaria en frac-

LEM-1

a del Cretácico Superior.

Figura V-32.-Sección Estructural