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Bloque
San AndrésR E S U M E N E J E C U T I V O
Activo Integral Poza Rica -Altamira
Junio 2011
Activo Integral Poza Rica-Altamira
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
Í N D I C E
Activo Integral Poza Rica - Altamira INTRODUCCIÓN
El bloque San Andrés se localiza en el sur del Activo Integral Poza Rica-Altamira,
comprende una extensión aproximada de 209 Km2; se encuentra a 35 Km al SE de la
ciudad de Poza Rica, Veracruz.
Geológicamente, se ubica en la porción sureste de la Cuenca Tampico-Misantla; el
principal campo en este bloque es San Andrés, el cual fue descubierto en el año 1956,
obteniendo su primera producción de aceite ligero en rocas carbonatadas de la Formación
San Andrés del pozo San Andrés 3.
En este bloque se han perforado a la fecha 356 pozos, de los cuales 50 están en
operación, 250 cerrados y 56 taponados; con una producción acumulada de 392 MMbl de
aceite y 338 MMMpc de gas. La producción máxima alcanzada fue de 44,870 bpd de
aceite en el año 1965; actualmente, produce 950 bpd de aceite. El crudo es de tipo ligero,
con densidad de 27 a 32° API; la presión actual del yacimiento varía de 217 a 255 Kg/cm2.
Los sistemas de producción son principalmente bombeo neumático y, en menor escala,
bombeo mecánico e hidráulico. La profundidad promedio de los yacimientos a nivel
Jurásico es 3,200 m, y a nivel Tamabra 2,900 m.
Ubicación del bloque San Andrés
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.
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.
Ubicación de la Cuenca Tampico-Misantla
bloque San Andrés
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
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.
Modelo de depósito Cretácico Medio (Albiano–Cenomaniano)
Activo Integral Poza Rica-Altamira CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
Las formaciones productoras en el bloque son: San Andrés (miembros Superior e Inferior)
del Jurásico Superior, Tamaulipas Inferior del Cretácico Inferior, Tamabra del Cretácico
Medio y con posibilidad de producción en la Formación Chicontepec del Terciario.
Los yacimientos del área corresponden a una trampa combinada estructural estratigráfica;
aproximadamente la mitad del campo (parte sur) estuvo sujeta a una erosión que afectó
las rocas del Cretácico Superior al Jurásico Superior, lo que provocó que sedimentos del
Terciario estén suprayaciendo a las rocas jurásicas de la Formación San Andrés.
Cima de la Formación Tamabra y erosión que afectó al campo San Andrés
Activo Integral Poza Rica-Altamira CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
Las primeras rocas sedimentarias depositadas en el área se derivaron del basamento
granítico emergido en forma de islas, las cuales se erosionaron y formaron depósitos en
los altos preexistentes.
Sección estratigráfica tipo entre pozos del bloque San Andrés
BASAMENTO
Tamán
San PedroSan Andrés
Bloques altos y bajos del basamento, depósito de primeras rocas sedimentarias, así como depósito de la Formación San Andrés asociado a los altos preexistentes
Activo Integral Poza Rica-Altamira CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES
La inestabilidad del basamento generó una variada sedimentación, en cuyos bordes se
depositaron facies de arenas y bancos oolíticos, típicas de la Formación San Andrés;
posteriormente, durante el Cretácico, existió una etapa de elevación del nivel del mar con
depósitos de mar abierto en un margen pasivo. Este episodio fue culminado en el
Terciario por el depósito de sedimentos terrígenos que rellenaron las cuencas y originaron
excelentes rocas sello regionales.
Se dispone de sísmica tridimensional (3D) adquirida y procesada en el año 2010 que cubre
un área de 142 Km2 dentro del bloque; el cubo cuenta con migración pre-apilado en
tiempo, la calidad de la sísmica es buena. Adicionalmente se cuenta con 75 Km de sísmica
bidimensional (2D) (18 líneas).
Modelo sedimentario durante el Jurásico Superior, lo que originó depósitos de arenas en medios carbonatados (calcarenitas)
Abanicos aluviales
Plataforma carbonatada cortada por canales fluviales transportando clásticos
Conglomerados de plataforma y abanicos deltaicos
Areniscas de grano fino a medio y carbonatos bioclásticosarenosos
Packestone de bioclástos, arenoso
Activo Integral Poza Rica-Altamira HISTORIA DE EXPLORACIÓN YDESARROLLO
El descubrimiento del campo San Andrés fue en junio de 1956 con la perforación del pozo
San Andrés-1, el cual encontró producción comercial de aceite a nivel terciario (Formación
Chicontepec). En ese mismo año, se perforó el pozo San Andrés 2, el cual encontró aceite
en la Formación Tamabra y, finalmente, el pozo San Andrés 3, que confirmó producción de
rocas Jurásicas de la Formación San Andrés.
Después del descubrimiento, el campo fue desarrollado alcanzando una producción
máxima 44,870 bpd.
En el año 1961, se realizó un programa piloto de inyección de agua para mantener la
presión del yacimiento e incrementar la recuperación de aceite; en 1966, se implementó
masivamente al campo, manteniéndose hasta que se presentó una inundación
generalizada en toda el área en el año de 1999. A partir de esa fecha, se suspendió la
inyección de agua, ya que se dañó la infraestructura de inyección. La máxima inyección de
agua alcanzada fue en mayo de 1976 con 76,200 bpd.
En el año de 2010, se adquirió un cubo sísmico que incluye al campo San Andrés y áreas
vecinas, mismo que permitió identificar 42 localizaciones de extensión de yacimiento que
ofrecen potencial de producción tanto a nivel Jurásico como Cretácico y Terciario dentro
de este bloque, con la posibilidad de reclasificar reservas y hacer nuevos cálculos del
volumen original.
Activo Integral Poza Rica-Altamira HISTORIA DE EXPLORACIÓN YDESARROLLO
Configuración estructural en tiempo cima Jurásico Superior
Activo Integral Poza Rica-Altamira PRODUCCIÓN POR CAMPOY RESERVA
La producción de aceite en este bloque está asociada principalmente al campo San
Andrés. En 1956 se inició el desarrollo de este campo y hacia el año 1965 se alcanzó la
producción máxima de 44,870 bpd de aceite. El yacimiento Jurásico San Andrés tiene una
presión de saturación de 178 Kg/cm2 y su presión de yacimiento actual es de 217 Kg/cm2.
El volumen original para el bloque San Andrés es de 1,422 MMbl de aceite y 1,724
MMMpc de gas; se tiene una producción acumulada de 392 MMbl de aceite y 338
MMMpc de gas, con un factor de recuperación de 27.6 % para el aceite y 19.6 % para el
gas. Las reservas remanentes en 2P estimadas son 7.6 MMbl de aceite y 17.5 MMMpc
para el gas.
Historia de producción del bloque San Andrés
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50
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oct
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71
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2
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4
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-09
Gas
to d
e ga
s (
mm
pcd
)
Gas
to d
e ac
eite
, agu
a e
inye
cció
n (
b/d
)
Campo San Andrés
Aceite Bbl/d Agua Bbl/d Gas mcf/d
Volumen original, producción y reservas remanentes del bloque San Andrés
Gas mmpc/d
Área desarrollada por campo
Volumenoriginal
Factores derecuperación
Producciónacumulada
Reservasremanentes 2P
(Km2)Aceite
(MMbl) Gas
(MMMpc) Aceite
(%)Gas(%)
Aceite (MMbl)
Gas(MMMpc)
Aceite(MMbl)
Gas(MMMpc)
32.40 1,422.00 1,724.00 27.60 19.60 392.00 338.00 7.6 17.5
Activo Integral Poza Rica-Altamira INFRAESTRUCTURA Y MANEJODE HIDROCARBUROS
El área San Andrés tiene una producción bruta de 4,709 bpd, la cual se maneja en las
baterías de separación San Andrés I, San Andrés II, San Andrés III y San Andrés IV, las
cuales separan alrededor de 2,459 bpd de agua y 3.7 MMpcd de gas a diciembre 2010. En
la planta deshidratadora ubicada en la batería San Andrés II se recibe la producción total
del bloque, incluyendo la que proviene de las baterías Hallazgo I, Hallazgo II, Remolino I y
Remolino II, que están fuera del bloque. Dicha planta cuenta con dos deshidratadores de
30,000 bl cada uno y dos tanques de almacenamiento de 20,000 bl cada uno; el agua
congénita es inyectada a pozos letrina del campo Hallazgo. El aceite es parcialmente
deshidratado y se transporta por un oleoducto de 12ӯ x 39.6 Km hacia la Central de
Almacenamiento y Bombeo (CAB) Poza Rica, donde se acondiciona el crudo para la
transferencia de custodia a Pemex Refinación y el agua producida se inyecta a pozos
letrina.
y las siguientes baterías se encuentran fuera del Bloque San Andrés:
Manejo de la producción del bloque San Andrés
Activo Integral Poza Rica-Altamira INFRAESTRUCTURA Y MANEJODE HIDROCARBUROS
El bloque cuenta con los siguientes oleoductos:
El gas de formación es enviado a la Central de Turbocompresoras San Andrés y
posteriormente al Complejo Procesador de Gas Poza Rica por un gasoducto de 24” Ø x 39
Km.
El gas dulce seco que proviene del Centro Procesador de Gas Poza Rica (CPG PR) es
enviado al área San Andrés para abastecer la red de bombeo neumático y para
combustible de la operación de las turbocompresoras.
Origen Destino Diámetro (pg) Longitud (Km)
San Andrés II C. A. B. 12 39.66
San Andrés I San Andrés II 12-6 3.02
San Andrés III San Andrés II 8 2.38
San Andrés IV San Andrés II 6 3.81
Ducto Origen DestinoDiámetro
(pg)Longitud
(Km)
Gasoducto de recolección
San Andrés Trampa (Coca Cola)-CPG PR 24 39.06
Gasoducto de recolección
San Andrés I Centro Turb. San Andrés 20 0.82
Gasoducto de recolección
San Andrés II Centro Turb. San Andrés 20 3.25
Gasoducto de recolección
San Andrés III Centro Turb. San Andrés 20 6.20
Gasoducto de recolección
San Andrés IV Centro Turb. San Andrés 20 5.03
Gasoductos
Ducto Origen DestinoDiámetro
(pg)Longitud (Km)
Gasoducto (gas para BN)
CPG PR San Andrés 85 16 34.39
Gasoducto bombeo neumático
Activo Integral Poza Rica-Altamira INFRAESTRUCTURA Y MANEJODE HIDROCARBUROS
Baterías
Tanques de almacenamiento Deshidratador Separadores
Cantidad Capacidad total (bl) Capacidad total (bl) Cantidad TipoCapacidad total
Líquido (bpd)
Gas (MMpcd)
San Andrés I 3 2560 - 6 Horizontal 10800 18
San Andrés II 2 2000 - 4 Horizontal 7200 12
Deshidratadora San Andrés
2 40000
2 60000
San Andrés III 3 3120 - 4 Vertical 9200 16
San Andrés IV 3 2120 - 5 Vertical 11500 20
Capacidad de las baterías de separación
Activo Integral Poza Rica - Altamira PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
Parámetros de perforación
Profundidad: 3,000 a 3,500 metros desarrollados
Inclinaciones: 0° a 45°
Densidades de lodos
Primera etapa: 1.05-1.40 gr/cm³; base agua
Segunda etapa: 1.20-1.60 gr/cm³; base aceite
Tercera etapa: 1.10-1.40 gr/cm³; base aceite
Cuarta etapa: 1.02-1.06 gr/cm³; base agua
Objetivo: Jurásico San Andrés
Problemas durante la perforación
Pegaduras diferenciales, presencia de acuíferos de agua salada, pérdidas totales de
circulación, gas somero, lutitas reactivas del terciario y control direccional.
Prácticas de perforación
La mayoría de los arreglos de las tuberías de revestimiento (TR) en esta área
corresponden al diseño de tres etapas, una TR conductora de 13 3/8”, que tiene como
objetivo instalar conexiones superficiales y se cementa alrededor de 25 y 100 m. La TR
intermedia de 9 5/8” se cementa a profundidades promedio de 200 a 600 m, los
asentamientos de dicha etapa se proponen de los pozos de correlación, y se recomienda
no atravesar la Formación Guayabal al utilizar fluido base agua. Finalmente, perforar la
tercera etapa y cementar la TR 6 5/8” ó 7” a la profundidad total. Generalmente utilizan
conexiones API en las tuberías cementadas. En caso de ser necesario, dependiendo del
caso, se utiliza agujero descubierto de 6 1/8” en la zona productora o ésta se llega a
revestir con liner de 4 ½” conexión premium.
Activo Integral Poza Rica - Altamira PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
Las primeras etapas son de presión normal y se perforan con lodo base agua y con
densidades de control del orden de 1.05 a 1.40 gr/cm³; en el caso de densidades
anormales, es debido al control de estabilidad de la lutita y no porque el gradiente de
presión lo demande. La etapa de explotación se perfora con fluido base agua (salmuera
sódica) capaz de incrementar su viscosidad por cualquier contingencia, además de ser
amigable con la formación productora y se ajusta la densidad de control de 1.02 hasta
1.06 gr/cm3.
El árbol de válvulas 13 3/8” x 9 5/8” x 7” x 2 7/16” 5,000 lb/pg²; no se observa gran
problemática operativa durante la perforación del pozo.
El control direccional de los pozos requiere bajas severidades evitando la tortuosidades
tan prolongadas (2.0 a 4.5) y ángulos no mayores a 45° (la limpieza del pozo deberá ser
programada para evitar el asentamiento de los recortes). La mayoría de los pozos en esta
zona son verticales y recientemente se han perforado pozos direccionales.
Activo Integral Poza Rica - Altamira PRÁCTICAS DE PERFORACIÓN
P.T. 3300 m
Chicontepec Sup
Jurásico San Andrés
2641m
3050 mTamaulipas Inf.
3151 m
3129 mPimienta
3028m Chicontepec Inf.
Ejemplo de estado mecánico tipo
TP 2 7/8”
San Andrés
Bloque
San AndrésR E S U M E N E J E C U T I V O
Activo Integral Poza Rica -Altamira
Junio 2011