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Evaluacion Petrolera y Metodos de Explotacion PDF
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DE MÉXICO
FACULTAD DE INGENIERÍA
T E S I S
PRESENTA:
DIRECTOR DE TESIS
AGRADECIMIENTOS
Gracias a mi virgen María y a mi Dios por haberme permitido concluir una meta mas en mi vida y
ser mi apoyo espiritual en todo momento.
A MI FAMILIA
A mí mamá la señora Sabina Salvador Luna, por todo su amor, cuidados y consejos que me ha
brindado y ser para mí un ejemplo de lucha y esfuerzo, la cual me dio la oportunidad de estudiar
una carrera profesional, gracias, nunca podre pagarte por todo lo que me has dado.
A mi papá el señor Lorenzo R. Bruno Martínez, por guiarme por los caminos de la vida por
enseñarme que es muy importante tener diferentes armas para enfrentar la vida, gracias por tus
consejos que sin ellos no sería la misma persona.
A Mis hermanos Liz y Omar por todo los momentos tan maravillosos que hemos pasado y que
pasaremos saben que los quiero mucho y que sin ustedes la vida no tiene sentido somos una
familia, recuérdenlo somos cinco y más los que se incluyan les agradezco mucho a ustedes mi
familia, por que sin su apoyo no hubiera logrado este sueño, en la vida se necesita tener un apoyo,
un lugar donde tomar energía para continuar, es con ustedes donde la obtengo, no tengo palabras
para describir lo feliz que me siento de que sean mi familia.
A MIS AMIGOS
A todos los que he conocido ya que la amistad es complemento importante en la vida del ser
humano: Daniel Caltenco, Naae, Carlos, Abraham, Manolo, Gabriel, Araceli, Luis, Miguel, Laura,
Gerson, Pris, Beto, Roger, Arcadio, Chucho Actopan, El ray, el potrillo, Mike(Luis), Zag, Paty, Angy,
Richi, Miguel, Moy, Héctor, Víctor, Gerardo, Barrón, Ángel, Canito, Consuelo, Juanito, Miguelon, La
china, Richard, Pam, Lulu. A mis primos Jorge, Sergio, Oscar, Edgar, Iván, Cliserio, Velia, Paulino,
Gonzo, a los segundos primos Cesar, Lalo, Estela, Sonia, Omar, Yesica, Dorian, El chuy, Charly,
Horacio, Isabu y yolis.
A MI TIO TINO
Le dedico esta meta y agradezco la ayuda que nos ha proporcionado a mi familia, estoy en deuda
con usted y aquí está reflejado parte de su esfuerzo en aquella extraña nación.
A LOS INGENIEROS
Dr. Rafael Rodríguez Nieto, M.I. Alberto Herrera Palomo, Ing. José Agustín Velasco Esquivel, Ing.
José Bernardo Martell Andrade, por el tiempo dedicado a la revisión del trabajo.
A MI UNIVERSIDAD
A mí querida UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO, por haberme brindado la
oportunidad de concluir mis estudios en ella, sin duda alguna la mejor universidad de México y de
toda Latinoamérica.
CONTENIDO
PÁGINA
RESUMEN 1
CAPÍTULO 1 “GENERALIDADES”
1.1 INTRODUCCIÓN 3
1.2 OBJETIVOS 5
1.3 METAS 5
1.4 UBICACIÓN DE LA CUENCA 5
1.5 ANTECEDENTES DE LA CUENCA 6
1.6 VÍAS DE COMUNICACIÓN 9
1.6.1 TAMAULIPAS 12
1.6.1.1 CARRETERAS 12
1.6.1.2 FERROCARRILES 12
1.6.1.3 AEROPUERTOS 12
1.6.1.4 PUERTOS 12
1.6.2 NUEVO LEÓN 12
1.6.2.1 CARRETERAS 13
1.6.2.2 FERROCARRILES 13
1.6.2.3 AEROPUERTOS 13
1.7 FISIOGRAFÍA 13
1.7.1 TAMAULIPAS 13
1.7.1.1 PROVINCIA DE LA SIERRA MADRE ORIENTAL 13
1.7.1.2 PROVINCIA DE LA LLANURA COSTERA DEL GOLFO NORTE 15
1.7.1.3 PROVINCIA DE LAS GRANDES LLANURAS DE NORTEAMÉRICA 16
1.7.2 NUEVO LEÓN 16
1.7.2.1 PROVINCIA DE LA SIERRA MADRE ORIENTAL 16
1.7.2.2 PROVINCIA DE LA GRAN LLANURA DE NORTEAMÉRICA 19
1.7.2.3 PROVINCIA LLANURA COSTERA DEL GOLFO NORTE 19
2.1 GENERALIDADES 20
2.2 MARCO TECTÓNICO 22
2.3 MARCO ESTRUCTURAL 24
2.4 BASAMENTO 29
2.5 CUBIERTA SEDIMENTARIA 33
2.6 GEOLOGÍA HISTÓRICA 39
2.6.1 BASAMENTO (Pre-Jurásico) 39
2.6.2 MESOZOICO 40
2.6.2.1 JURÁSICO SUPERIOR 40
2.6.2.2 CRETÁCICO INFERIOR 41
2.6.2.3 ALBIANO – CENOMANIANO 42
2.6.2.4 CRETÁCICO SUPERIOR 44
2.6.3 CENOZOICO 46
2.6.3.1 TERCIARIO 46
2.6.3.1.1 PALEOCENO 48
2.6.3.1.2 EOCENO 51
2.6.3.1.3 OLIGOCENO 53
2.6.3.1.4 MIOCENO 59
2.6.3.1.5 PLIOCENO (CUATERNARIO – PLEISTOCENO) 60
3.1 GENERALIDADES 61
3.2 GEOLOGÍA ECONÓMICA DEL TERCIARIO 62
3.2.1 ROCAS GENERADORAS 62
3.2.1.1 JURÁSICO Y CRETÁCICO SUPERIOR 62
3.2.1.2 CENOZOICO 64
3.2.2 MIGRACIÓN 64
3.2.3 ROCAS ALMACENADORAS 65
3.2.4 ROCA SELLO 65
3.2.5 TRAMPAS 66
3.3 PLAY PIMIENTA – MIDWAY 67
3.3.1 ROCAS GENERADORAS 67
3.3.2 MIGRACIÓN 68
3.3.3 ROCAS ALMACENADORAS 69
3.3.4 ROCA SELLO 69
3.3.5 TRAMPA 69
3.4 PLAY WILCOX 69
3.4.1 ROCAS GENERADORAS 69
3.4.2 MIGRACIÓN 72
3.4.3 ROCA ALMACENADORA 72
3.4.4 ROCA SELLO 73
3.4.5 TRAMPA 73
3.5 PLAY VICKSBURG – FRÍO 74
3.5.1 ROCAS GENERADORAS 75
3.5.2 MIGRACIÓN Y SINCRONÍA 75
3.5.3 ROCAS ALMACENADORAS 76
3.5.4 ROCA SELLO 77
3.5.5 TRAMPA 77
3.6 DESCUBRIMIENTOS RECIENTES
3.6.1 AÑO 2001 78
3.6.1.1 POZO RICOS –1 78
3.6.1.2 POZO KRIPTÓN –1 79
3.6.1.3 POZO CAUDALOSO –1 79
3.6.1.4 POZO DULCE –1 79
3.6.2 AÑO 2002 80
3.6.2.1 POZO LEVITA –1 80
3.6.2.2 POZO LÍNCER –1 81
3.6.2.3 POZO FUNDADOR –1 81
3.6.2.4 POZO ENLACE –1 82
3.6.2.5 POZO PINGÜINO –1 82
3.6.3 AÑO 2003 83
3.6.3.1 POZO PATRIOTA –1 83
3.6.3.2 POZO NEJO –1 84
3.6.3.3 POZO DRAGÓN –1 84
3.6.4 AÑO 2004 85
3.6.4.1 POZO SANTANDER –1 85
3.6.4.2 POZO PATLACHE –1 85
4.1 INTRODUCCIÓN 93
4.2 OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN 94
4.3 PLAN Y PROGRAMA DE PERFORACIÓN 94
4.3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA 94
4.3.2 SELECCIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN 94
4.3.3 SELECCIÓN DEL TIPO ADECUADO DE BARRENAS 95
4.3.4 DISEÑO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN 95
4.3.5 PROGRAMA DE LODOS A UTILIZARSE 96
4.3.6 PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIÓN 96
4.3.7 ESTIMACIÓN DE COSTOS 97
4.4 PERFORACIÓN DIRECCIONAL 98
4.4.1 ANTECEDENTES 98
4.4.2 DEFINICIÓN 98
4.4.3 OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL 98
4.4.4 TIPOS DE POZOS 99
4.4.5 APLICACIÓN DE LOS POZOS DIRECCIONALES 101
4.4.6 CONCEPTOS BÁSICOS 105
4.4.7 TIPOS DE TRAYECTORIAS 108
4.4.8 ASPECTOS QUE DEBEN SER ANALIZADOS ANTES
DE REALIZAR UNA PERFORACIÓN DIRECCIONAL 109
4.4.9 HERRAMIENTAS DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL 110
4.4.9.1 BARRENAS 110
4.4.9.2 CUCHARAS DEFLECTORAS 110
4.4.9.3 MOTOR DE FONDO 111
4.4.9.4 ENSAMBLES ROTARIOS Y ESTABILIZADORES AJUSTABLES 114
4.4.10 HERRAMIENTAS DE MEDICIÓN DURANTE
LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL 115
4.4.11 HERRAMIENTAS AUXILIARES DE LA PERFORACIÓN
DIRECCIONAL 116
4.4.12 VENTAJAS DE LOS POZOS DIRECCIONALES 117
4.4.13 PROBLEMAS POTENCIALES DURANTE LA PERFORACIÓN
DE POZOS DIRECCIONALES 118
4.4.14 FACTORES A CONSIDERAR EN LA PLANEACIÓN
DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL 118
4.5 PERFORACIÓN HORIZONTAL 120
4.5.1 GENERALIDADES 120
4.5.2 MÉTODOS DE PERFORACIÓN HORIZONTAL 121
4.5.3 APLICACIÓN DE LOS POZOS HORIZONTALES 123
BIBLIOGRAFÍA 206
RESUMEN
El marco geológico de la Cuenca de Burgos para el Mesozoico corresponde, a una cuenca marina
somera con amplias plataformas, donde a partir del Jurásico Superior y hasta el término del
Mesozoico, tuvieron lugar depósitos de areniscas, evaporitas, calizas y lutitas. En el Cretácico
Tardío, como consecuencia del evento de la Orogenia Laramide, esta carpeta sedimentaria fue
levantada y plegada en el Occidente, para dar lugar a los grandes pliegues estructurales de la Sierra
Madre Oriental. Este levantamiento fue acompañado por el desarrollo de cuencas al oriente,
paralelas al cinturón plegado, entre ellas está la denominada Cuenca de Burgos, que se formó en el
frente de la Sierra Madre Oriental, en donde los paleoelementos de la península de Tamaulipas y la
Isla de San Carlos, sirvieron como límite Occidental del depocentro, que operó como centro de
recepción de un gran volumen de sedimentos terrígenos terciarios y en donde se encuentra el
límite en cuanto a los estilos estructurales que actuaron para la conformación del marco estructural
que se caracteriza por fallamiento normal (lístrico de crecimiento). Las secuencias de areniscas y
lutitas son de ambientes que varían de marginales a marinos, los que progradaron sobre el margen
de la plataforma Cretácica, siendo depositada una columna sedimentaria Cenozoica que alcanza
espesores de aproximadamente 10,000 metros en el depocentro. La cuenca tiene continuidad al
norte con el embahiamiento del Río Grande (Bravo) en la región sur de Texas, E.U.A.
La Cuenca se puede subdividir en franjas representativas de las áreas de producción y que reflejan
la edad de las rocas en las que se encuentran los yacimientos, estas franjas son sensiblemente
paralelas entre sí y con una orientación principal noroeste-sureste; a su vez estas franjas se
distinguen por sus características sedimentario – estratigráficas, estructurales y por su atractivo
económico petrolero, siendo más antiguas de poniente a oriente; estas franjas son: Franja Jurásico-
Cretácico, Franja Paleoceno, Franja Eoceno, Franja Oligoceno y Franja Mioceno. La columna
estratigráfica completa de la Cuenca de Burgos, está compuesta por sedimentos calcáreos y
terrígenos, encontrándose dentro de la misma, con formaciones desde el pre-Jurasico de tipo ígneo,
así como Lechos Rojos (Grupo Huizachal), evaporitas (Metate, Olvido), calizas, calizas arcillosas,
lutitas calcáreas y margas (Zuluaga, Santiago, Casita, Pimienta, Taraises, Tamaulipas Inferior,
Otates, Tamaulipas Superior, Cuesta del Cura, Agua Nueva, San Felipe, Méndez); los terrígenos del
cenozoico predominantemente formados por lutitas y areniscas (Midway, Velasco, Wilcox, Reklaw,
Queen City, Weches, Cook Mountain, Yegua, Jackson, Vicksburg, Conglomerado Norma, Frío Marino,
Frío No Marino, Catahoula, Anáhuac, Oakville, Lagarto, Goliad); teniendo treinta y cinco unidades
estratigráficas en la cuenca.
Se han identificado tres plays: Pimienta–Midway, Wilcox y Vicksburg–Frio. Las evidencias para la
postulación de estos, se basan en la existencia común de rocas generadoras que presentan buenas
condiciones de cantidad, calidad y madurez de la materia orgánica para la generación de
hidrocarburos, condición que está relacionada con rocas almacenadoras y sello, así como los
procesos que incluyen la formación de la trampa, generación, migración, acumulación y
preservación de los hidrocarburos, por lo que existe sincronía. La generación principal de
hidrocarburos en la provincia, proviene de las lutitas marinas terciarias y la secuencia calcárea
arcillosa del Jurásico.
CAPÍ TULO 1
GENERALIDADES
1.1 INTRODUCCIÓN.
La explotación de gas natural con volúmenes importantes en la Cuenca de Burgos inició en 1945,
su producción creció rápidamente a partir de la mitad de los años cincuentas y alcanzó una
producción pico de 600 mmpcd en 1970. Antes de los grandes descubrimientos de hidrocarburos
en el sureste mexicano, Burgos produjo una tercera parte de la producción total de gas natural del
país.
Durante la década de los sesentas del siglo pasado, se realizaron exportaciones de gas de esta
cuenca a Estados Unidos, en un promedio de 135 mmpcd, estas exportaciones tendieron a la baja a
principios de los setenta conforme la producción de Burgos perdió dinamismo (Lajous, 2004).
El mercado de gas en el norte de México se desarrolló a lo largo del gasoducto troncal Reynosa-
Monterrey-Chihuahua-Ciudad Juárez. Tiempo después la producción volvió a recuperarse en la
Región Norte con el desarrollo de los campos de Sabinas y esta vez alcanzó un segundo pico de 568
mmpcd en 1979, para después declinar a 215 mmpcd en 1993.
Hasta entonces el gas de Burgos fluía únicamente a los mercados del norte de México o era
exportado. Contrariamente a lo que se pensó en esa época, el excedente exportable de gas del
sureste, fue rápidamente absorbido por el crecimiento interno de la demanda industrial de este
combustible, ya que se incrementó la cantidad de zonas industriales que se instalaron en las
principales ciudades del norte del país, cerca del límite con los Estados Unidos de Norteamérica.
En los años ochentas y la primera mitad de los noventas del siglo pasado, existió un abandono en
exploración de la cuenca, lo cual trajo consigo una caída en la producción; esto se debió en parte a
los bajos precios del gas en Estados Unidos, así como los costos de desarrollo y extracción
relativamente altos en Burgos, por lo que disminuyó la producción de gas para exportación.
A principios de la década de los noventas del siglo pasado, la unión de los siguientes cuatro factores
modificó las tendencias en exploración y desarrollo de campos: la adopción de normas ambientales
más estrictas, la revaluación del potencial gasífero de Burgos, la estrategia de desarrollo de crudo
pesado y la introducción de contratos de servicios integrales en esa región (Lajous, 2004).
El impacto ambiental que trajo el uso extensivo de combustóleo pesado con alto contenido de
azufre, tanto en la generación de electricidad, como en la industria, se convirtió en la década de los
noventas del siglo pasado en una fuente de preocupación creciente, particularmente en zonas
ecológicamente críticas.
En 1995, Pemex decidió concentrar la mayor parte de sus recursos de inversión en el desarrollo del
Campo Cantarell de crudo pesado. Con este desarrollo, se pensó que la producción de gas asociado,
alcanzaría un nivel máximo en 1997-1998, pero esto no fue posible debido a las bajas relaciones
gas-aceite de este campo. Debido a esto, las cuencas de Burgos y Veracruz constituían la única
opción para lograr un rápido incremento en la producción de gas natural. La reactivación y
rehabilitación de la Cuenca, se tuvo con los contratos de servicios integrales diseñados en 1996.
Durante esta etapa, la perforación de pozos exploratorios y de desarrollo se intensificó, sobre todo
si se toma como referencia al año de 1994, año en el que no se perforó un solo pozo exploratorio en
la región; pero en 1999 el nivel registrado fue de 24 pozos. La perforación se enfocó
preferentemente a extender campos productivos y no a descubrir nuevos yacimientos.
A partir de una nueva caracterización geológica realizada en 1994, se llevó a cabo la identificación
de las propiedades geológicas y petrofísicas de los principales yacimientos, y se inició también con
la perforación de pozos de desarrollo aplicando nuevos criterios de espaciamiento, lo que fue
complementado con cambios importantes en el diseño e instrumentación de la terminación de
pozos.
Entre 2000 y 2001 la perforación de pozos casi se duplicó y este nivel ha sido sostenido en fechas
recientes al perforarse más de 300 pozos de desarrollo cada año, igualmente el número de pozos
exploratorios terminados aumentó en 38 por ciento en 2001 y la reparación ha seguido creciendo
(Lajous, 2004).
Dada la caída de reservas y producción a nivel nacional, PEMEX busca aumentar la producción y las
reservas en esta cuenca. Aspira por tanto, a descubrir nuevos campos de gas y nuevos yacimientos
en campos conocidos, a extender el área probada de yacimientos previamente descubiertos y a
mejorar los factores de recuperación del gas que se encuentra en el subsuelo mediante la aplicación
de nuevas tecnologías y la adopción de prácticas operativas más avanzadas.
1.2 O B J E T I V O S
1.3 METAS
1.4 U B I C A C I Ó N D E L A C U E N C A
Está limitada geográficamente al norte por el Río Bravo, al oriente por el Golfo de México, al sur por
el paralelo 24° 30’ de latitud norte (Provincia de Tampico- Misantla), y al poniente por el contacto
geológico superficial Cretácico/Cenozoico representado por una línea imaginaria que parte al
oriente de Piedras Negras, Coahuila y se extiende hacia el sureste, hasta el litoral del Golfo de
México en la plataforma continental (Best – Martínez y Monroy, 2008).
Fisiográficamente, forma parte de la planicie Costera del Golfo de México, presenta un relieve suave
y moderado conformado por lomeríos que van disminuyendo su altitud, hacia el oriente.
Geológicamente tiene continuidad al norte con el embahiamiento del Río Grande (Bravo) en la
región sur de Texas, E.U.A.
1.5 A N T E C E D E N T E S D E L A C U E N C A
Petróleos Mexicanos inició la exploración en la Cuenca de Burgos en 1939 y es hasta Abril de 1945,
cuando ve coronados sus esfuerzos, con el descubrimiento comercial de gas en areniscas del
Oligoceno, en el pozo Misión-1, ubicado a aproximadamente a 30 Km al noroeste de la Ciudad de
Reynosa Tamaulipas. Con el descubrimiento comercial de gas se intensificó la actividad
exploratoria por lo que se hicieron nuevos descubrimientos, activándose simultáneamente su
desarrollo y el establecimiento de nuevos campos.
A la Cuenca de Burgos, se le clasifica como productora de gas en etapa de desarrollo con producción
en casi toda la columna Cenozoica, salvo en la parte occidental, donde también hay producción en
rocas Jurásicas y Cretácicas, ya que en este sector, estas secuencias se encuentran poco profundas
(Best y Monroy, 2008). La Cuenca se puede subdividir en franjas representativas de las áreas de
producción y que reflejan la edad de los yacimientos, estas franjas son sensiblemente paralelas
entre sí y con una orientación principal noroeste-sureste; a su vez estas franjas se distinguen por
sus características sedimentario-estratigráficas, estructurales y por su atractivo económico
petrolero, siendo más jóvenes de poniente a oriente; estas franjas son: Franja Jurásico-Cretácico,
Franja Paleoceno, Franja Eoceno, Franja Oligoceno y Franja Mioceno (Figura 1.2).
Dentro de los trabajos previos más importantes realizados en el área, se tiene que en 1969 se
publica la primera síntesis geológica de la Cuenca de Burgos elaborada por Yzaguirre, Rodríguez
Santana, Sandoval Cambranis, García del Ángel y Castillo Chavira, en la cual establecen un
panorama general de la estratigrafía de la Cuenca, mediante la descripción litológica de muestras
de canal, registros eléctricos de algunos pozos y algunos controles paleontológicos de los mismos,
ya que existían pocos perfiles sísmicos locales disponibles para ese tiempo (Best y Monroy, 2008).
Echánove E. O., en 1976, realizó el trabajo llamado Geología del Paleoceno – Eoceno de la Cuenca de
Burgos, postulando que todos los yacimientos de esta edad, tienen trampas del tipo estratigráfico –
estructural; los yacimientos principales se encuentran en barras arenosas, que de acuerdo a su
orientación forman una franja a nivel regional; debido al intenso fallamiento su interpretación es
muy difícil.
Posteriormente en 1986, publicó otro trabajo llamado Geología Petrolera de la Cuenca de Burgos,
haciendo una descripción litológica, así mismo, describe la geología histórica y el sistema petrolero
de la Cuenca; trabajo que se ha tomado como referencia en cualquier proyecto posterior de
exploración y de desarrollo de campos (Best y Monroy, 2008).
En 1992 Pérez Cruz elaboró un trabajo sobre la evolución Geológica de la Cuenca de Burgos, en
donde se considera la estratigrafía de secuencias y geología estructural de toda la región,
interpretando numerosos perfiles sísmicos a diferentes escalas, desde los locales de
aproximadamente 40 Km de largo hasta regionales de 400 Km de longitud que abarcan hasta el
talud continental del Golfo de México.
En 1994 – 1995 se realizó el Estudio de Potencial Remanente del Terciario del Proyecto Integral
Burgos. En este estudio de tipo regional, se delimitaron de manera general los plays de la Cuenca de
Burgos mediante la interpretación de secciones sísmicas 2D e información de pozos. El área de la
Cuenca de Burgos se encuentra cubierta por una gran cantidad de estudios geofísicos sismológicos
regionales, de semidetalle y detalle, que determinan los modelos estructurales que afectan a la
secuencia sedimentaria en el área (Pérez – Bautista y Aguayo, 2006).
En el año 2004 Ortiz U. A. y Tolson G., publicaron un trabajo el cual denominaron: Interpretación
estructural de una sección sísmica en la región Arcabuz – Culebra de la Cuenca de Burgos, NE de
México; proponen también un modelo de cómo ocurrió el aporte sedimentario y como fueron a su
vez afectados por los eventos tectónicos de la región (Best y Monroy, 2008).
Existen también numerosos trabajos inéditos elaborados por personal de PEMEX, que
corresponden con reportes internos o con publicaciones hechas en memorias de Congresos de los
últimos 20 años.
1.6 V Í A S DE C O M U N I C A C I Ó N
La Cuenca de Burgos posee una buena infraestructura de comunicación, la cual está constituida
por vías de ferrocarril, carreteras estatales, carreteras federales, autopistas y aeropuertos
internacionales. A continuación se presenta la infraestructura de los estados de Tamaulipas (Figura
1.4), y Nuevo León (Figura 1.5), ya que son los estados que principalmente abarca la Cuenca
(INEGI, 2010).
1.6.1 T A M A U L I P A S.
La capital del Estado es Ciudad Victoria, en el estado existen 43 municipios que abarcan una
extensión de 80,175 Km2, que es el 4.1% del territorio nacional (INEGI, 2010). Existe una población
aproximada de 3, 024, 238, que representa un 2.9 % del total del país, de la cual un 87% es urbana
y 13% rural. El Estado de Tamaulipas aporta un 3.3% al PIB Nacional, generado de la industria, el
comercio, restaurantes y hoteles.
1.6.1.1 CARRETERAS.
Los ejes carreteros troncales federales más importantes del estado son los siguientes: El primero
parte de Nuevo Laredo en el noroeste de la entidad y corre más o menos paralelo a la línea
fronteriza, pasando por las poblaciones de Nueva Ciudad Guerrero, Mier, Miguel Alemán, Ciudad
Camargo y Gustavo Díaz Ordaz. De esta carretera parten varios ramales (Carreteras federales y
terracerías), y además entronca con otro eje federal, desde donde continúa hasta la Ciudad de
México, pasando por Monterrey, Nuevo León. La carretera federal No. 2 llega hasta Matamoros; la
No. 180 une a Matamoros con Tampico y corre paralela a la costa del Golfo de México. En el trayecto
de esta carretera entroncan diversos ejes, entre los cuales están el No. 101, que une a Matamoros
con Ciudad Victoria, y el No. 97, que parte al norte de San Fernando y llega a Reynosa (INEGI, 2010).
1.6.1.2 FERROCARRILES.
En la red ferroviaria de Tamaulipas es importante, sobre todo dos de sus líneas que son las que
enlazan a uno de los centros de producción y consumo más importantes del país que es Monterrey
(INEGI, 2010). El sistema ferroviario se encuentra básicamente en terrenos de la Llanura Costera
del Golfo de México. El estado cuenta también con dos puentes internacionales, el de Nuevo Laredo
y el de Matamoros, que conectan con el ferrocarril norteamericano, facilitando la actividad
exportadora e importadora de esta entidad y del país.
1.6.1.3 AEROPUERTOS.
Los principales aeropuertos son los de Tampico, Matamoros, Reynosa y Nuevo Laredo. Otros
aeropuertos de segundo orden son los de Nueva Ciudad Guerrero y el de Ciudad Victoria.
1.6.1.4 PUERTOS.
El puerto de Tampico fue fundado a mediados del siglo XVI, en la margen izquierda del Río Pánuco,
pero cobró un auge sorprendente al descubrirse e iniciarse la explotación de los mantos
petrolíferos de la región. Este puerto posee tres tipos de instalaciones: en el primero y más
importante se realiza el movimiento de Petróleos Mexicanos (INEGI, 2010). El segundo está
integrado por instalaciones particulares, para el movimiento de minerales o carga a granel; el
último lo constituye el Muelle Fiscal, a través del cual se mueve la carga general.
1.6.2 N U E V O L E Ó N.
La capital del Estado de Nuevo León es Monterrey, estado en el que se tienen 51 municipios que
abarcan una extensión de 64,220 Km2, representan un 3.3% del territorio nacional; cuenta con una
población aproximada de 4,199,292 habitantes, un 4.1% de la población total del país. Se considera
que el 94% de la población es urbana, mientras que el 24% es rural. Nuevo León aporta el 7.5% del
PIB Nacional proveniente de servicios comunales, sociales y personales (INEGI, 2010).
1.6.2.1 CARRETERAS.
Nuevo León se encuentra comunicado directamente por carretera, con todos los puntos de
importancia de la República y todas las cabeceras municipales del estado. Los ejes carreteros
troncales más importantes son: la carretera México-Nuevo León, que cruza el estado de sureste a
noroeste, y de ahí comunica con todo el sureste y Golfo de México. Hacia el norte comunica con
Nuevo Laredo, Tamaulipas y con Estados Unidos. La carretera Matamoros – Mazatlán cruza la
entidad de este a oeste por su parte media. Partiendo de Monterrey hacia el oeste, también se tiene
una autopista que llega a Saltillo Coahuila y de esta población hay entronques hacia el centro, norte
y noroeste de la República (INEGI, 2010).
1.6.2.2 FERROCARRILES.
Por su parte central, cruza la vía del ferrocarril Monterrey – Tampico; También de oeste a noreste
atraviesa el estado la vía México – Nuevo Laredo, la cual transporta el mayor tonelaje de
importación al centro y sur del país. También destaca la vía Monterrey – Torreón por el transporte
de minerales.
1.6.2.3 AEROPUERTOS
La entidad cuenta con un aeropuerto internacional en la Capital del estado, así como pistas privadas
para avionetas, en algunas de las cabeceras municipales del estado.
1.7 F I S I O G R A F Í A
1.7.1 T A M A U L I P A S
El Estado de Tamaulipas tiene un relieve contrastante, al que pertenecen parte de las tres grandes
regiones naturales o provincias fisiográficas que conforman el territorio mexicano: la zona
montañosa del suroeste de la entidad, que forma parte de la Sierra Madre Oriental (Best y Monroy,
2008); las extensas áreas de las llanuras costeras, lomeríos y valles, así como las sierras de San
Carlos y Tamaulipas, que abarcan la mayoría de los terrenos tamaulipecos y que corresponden a la
Llanura Costera del Golfo Norte y la zona noroeste, en la que predominan lomeríos suaves,
alternados con llanuras; es la región más meridional de la provincia de las Grandes Llanuras de
Norteamérica, cuya mayor parte se encuentra en los Estados Unidos (Figura 1.6).
Esta subprovincia tiene sistemas de topoformas que se designan como sierras plegadas y sierras
complejas (pliegues y fallas) pero también se encuentran bajadas, lomeríos, mesetas, llanuras y
valles. En esta subprovincia existe gran diversidad de vegetación, que depende en gran medida de
las variaciones climáticas que imperan en esta sierra por la diferencia de altura y por la humedad
trasportada por el viento.
Se localiza al oeste de la Gran Sierra Plegada y en ella predominan las sierras compuestas de
secuencias de carbonatos, con orientación norte-sur, y enlazadas entre sí por conjuntos de cerros
que siguen ese mismo sentido o que son oblicuos (Best y Monroy, 2008). Los sistemas de
topoformas, que se encuentran en la porción tamaulipeca de esta subprovincia son: en el norte, las
sierras complejas y las bajadas, aunque hay pequeñas llanuras y valles; en el sur predominan las
llanuras de diferentes tipos.
Dentro del territorio tamaulipeco se localizan porciones amplias de las dos subprovincias que la
conforman en su parte mexicana, estas son la denominada Llanura Costera Tamaulipeca,
subprovincia de la Sierra de San Carlos y Tamaulipas, y la subprovincia de las llanuras con
lomeríos. A diferencia de la Llanura Costera del Golfo Sur, integra claramente una costa en proceso
de avance.
Dentro del estado, esta subprovincia tiene una superficie territorial que significa el 37% del total
estatal. Los materiales dominantes en la región son: sedimentos antiguos arcillosos y arenosos, de
edades que decrecen hacia la costa (mesozoica y terciaria).
Hay, sin embargo, importantes afloramientos de rocas basálticas, que se formaron en coladas de
lava de bastante extensión al norte de Tampico; estas tienen morfología general de mesetas y otras
forman pequeños lomeríos dispersos al sureste de Ciudad Victoria (Best y Monroy, 2008). No
obstante, el paisaje de esta subprovincia se caracteriza por sus extensas llanuras interrumpidas por
lomeríos.
Todo su territorio está cubierto por sedimentos marinos no consolidados, con un relieve muy
próximo al nivel del mar. La región cuenta con una superficie donde predominan las llanuras, que
son inundables hacia la costa y están interrumpidas al oeste por lomeríos de pendiente suave.
En Tamaulipas, únicamente la franja fronteriza en las proximidades del Río Bravo pertenece a esta
subprovincia. Los sistemas de topoformas que predominan son los lomeríos muy suaves, asociados
a llanuras. En la porción sur de la subprovincia existen sierras bajas, mesetas y valles.
1.7.2 N U E V O LEÓN
Dentro del Estado de Nuevo León, se encuentran áreas que corresponden a tres provincias
fisiográficas: La Llanura Costera del Golfo Norte, La Sierra Madre Oriental y La Gran Llanura
Norteamericana (Figura 1.7), cuyas características generales se presentan a continuación (Best y
Monroy, 2008).
La Sierra Madre Oriental en el Estado de Nuevo León, corresponde con un conjunto de sierras
menores en las que afloran secuencias mesozoicas plegadas. Las secuencias deformadas son rocas
sedimentarias marinas (Cretácico y Jurásico Superior), entre los que predominan las calizas y en
segundo término, las areniscas y por último las secuencias arcillosas.
En estas sierras, el plegamiento se manifiesta de múltiples maneras, pero su forma más notable es
la que produce una topografía de topoformas onduladas y paralelas (Best y Monroy, 2008).
Las partes topográficamente más altas, corresponden con anticlinales y las zonas bajas a
sinclinales. El flexionamiento de las rocas en las crestas de los pliegues, ocasiono extensión con el
correspondiente fracturamiento, haciéndolas más susceptibles a los procesos erosivos.
En su estado actual las estructuras mayores se encuentran erosionadas en su núcleo por lo que
solo quedan flancos residuales de los anticlinales, con un valle al centro. Tales estructuras reciben
en la zona regiomontana el nombre local de "potreros", ya que son comunes en la región y se les
aprovecha para el pastoreo (Best y Monroy, 2008).
Figura 1.7.- Fisiografía del estado de Nuevo León (Tomado de INEGI 2009).
El más largo de los brazos de esta subprovincia, esta ubicada al oriente de la misma, penetra en
Nuevo León. En esta entidad ocupa un área aproximada de 8,852.73 km2. La subprovincia está
constituida por sierras de carbonatos plegados, con pendientes escarpadas la mayoría de ejes
están orientados de noroeste a sureste. Sus ejes estructurales están bien definidos y, especialmente
en el sur, se presentan anticlinales alargados con las crestas erosionadas (Best y Monroy, 2008).
Hay tres conjuntos estructurales de la subprovincia que forman parte del territorio neoleonés, la
Sierra de Sabinas Hidalgo, la alargada Sierra El Potrero, anticlinal de charnela erosionada, que se
extiende al norte de la ciudad de Monterrey, y la Sierra Picacho que se levanta al noreste de la
misma ciudad. Se observa en toda la subprovincia un claro predominio de los litosoles, que son
suelos de origen residual, poco desarrollados y muy someros (no exceden los 10 cm de
profundidad). Sin embargo, dependiendo del sistema de topoformas en que se encuentren, se
forman asociaciones diferentes.
En las sierras y lomeríos de las subprovincia se presentan los suelos denominados litosoles, que
son de origen residual y tienen un desarrollo incipiente. Asociados a ellos se encuentran los
regosoles calcáricos, sobre todo en las sierras, en donde estos suelos se han derivado de las lutitas-
areniscas que las conforman (Best y Monroy, 2008).
Se inicia al este de Saltillo, Coah., se flexiona con la integración de un gran arco al sur de Monterrey,
N.L. y se prolonga hacia el sur hasta la altura de Ciudad Valles, S.L.P. En ella dominan las capas
plegadas de calizas, con prominentes ejes estructurales de anticlinales y sinclinales. El área cubierta
por la subprovincia dentro del estado de Nuevo León cubre una superficie aproximada de 8, 808.45
km2.
La región flexionada que se encuentra al este de Saltillo y al sur de Monterrey se conoce como
Anticlinatorio de Arteaga, cuyo flanco oriental esta dislocado por una falla inversa corre sobre los
bordes de la sierra. También hay afloramientos yesíferos paralelos en el mismo sentido,
particularmente del lado occidental de la sierra, y en otros segmentos hay presencia de fosforitas.
El territorio de la subprovincia se distribuye entre Nuevo León, San Luis Potosí y un pequeño sector
de Tamaulipas; abarca una extensa región al oeste de la Gran Sierra Plegada. Las sierras se
componen principalmente de carbonatos deformados. En la parte austral de la unidad afloran
rocas ígneas intrusivas (Best y Monroy, 2008).
En esta subprovincia, que ocupa casi toda la zona del sur del estado, predominan suelos con una
capa superficial de color claro, que en muchas ocasiones presentan manchas, polvo o
aglomeraciones de caliche, los cuales corresponden con suelos xerosoles cálcicos.
Una de las llanuras más amplias en esta zona es la que se extiende desde la ciudad de Anáhuac, N.L.,
hasta Nueva Rosita, Coah. Esta subprovincia forma parte de la región conocida como Llanura
Costera y abarca aproximadamente 23,138.39 km2 de la superficie de Nuevo León.
El área que queda dentro del estado, a pesar de ser muy extensa, es homogénea en cuanto a los
sistemas de topoformas, ya que presenta una gran sucesión de lomeríos y llanuras, que en raras
ocasiones se ven interrumpidas por una sierra baja o un valle. En esta subprovincia predominan los
suelos claros, que son clasificados como xerosoles lúvicos, cálcicos y háplicos.
La subprovincia está constituida por una pequeña sierra baja, la Sierra de las Mitras; lomeríos
suaves con bajadas y llanuras de extensión considerable. Los suelos que predominan en la
subprovincia son los vertisoles, que son profundos y de color oscuro.
CAPÍTULO 2
MARCO GEOLÓGICO REGIONAL
2.1 GENERALIDADES
El área de la Cuenca de Burgos abarca una porción amplia del noreste de México, en donde su límite
septentrional se marca en la línea de frontera con los Estados Unidos, aunque sólo de manera
política, ya que geológicamente la Cuenca de Burgos conforma la porción meridional de una cuenca
regionalmente más extensa en el área noroccidental del Golfo de México denominada
Embahiamiento Río Grande (Fig. 2.1), la que comprende también una parte del sur de los Estados
Unidos (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006).
Dentro del marco estructural referido para el NE de México, la Cuenca de Burgos, de edad
cenozoica, se bosqueja hacia el oriente de una serie de elementos paleogeográficos de edad
mesozoica como son la Plataforma Burro – Picachos y el Arco de Tamaulipas, Cuenca de Sabinas,
Isla de Coahuila, Cuenca Mesozoica del Centro de México y Plataforma Valles-San Luis Potosí (Fig.
2.1), elementos que se relacionan a una serie de altos y bajos relativos de basamento, los cuales
controlaron la depositación mesozoica.
Hacia el poniente y sur – poniente, el área de la cuenca se delimita con una línea imaginaria que se
extiende siguiendo los afloramientos de rocas mesozoicas de las estribaciones orientales de las
sierras de Picachos, San Carlos y de Tamaulipas, mientras que hacia el oriente, se extiende sobre la
plataforma continental del Golfo de México y termina hacia la zona de talud (Ortiz – Ubilla y
Tolson, 2006). La geometría superficial del área de la Cuenca de Burgos corresponde en alto grado
con la forma que describe la provincia fisiográfica en esta región. Es relativamente más amplia en la
parte norte y se angosta de manera continua hacia el sur, hasta prácticamente desaparecer contra
un alto morfológico.
Una etapa de estabilidad relativa durante el Cretácico Inferior y parte del superior provocó el
máximo desarrollo de las plataformas carbonatadas, así como depósitos de carbonatos en las
cuencas del Noroeste de México, que culmina a finales del Cretácico Superior; cuando son
influenciadas por aporte de terrígenos producto de la erosión de los elementos levantados al oeste
debido a las primeras pulsaciones de la Orogenia Laramide.
A fines del Cretácico y principios del Cenozoico, la Orogenia Laramide llega a su máximo desarrollo,
poniendo fin a la depositación Cretácica, plegando y levantando los depósitos carbonatados de las
plataformas marinas preexistentes, para dar forma a la Sierra Madre Oriental y al resurgimiento de
la Península Burro – Picacho o también llamada Península de Tamaulipas, las cuales al ser
expuestas a la erosión aportaron gran cantidad de sedimentos clásticos a la Cuenca de Burgos
(Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). Este proceso de deformación se atribuye al choque y subducción de
la Placa de Cocos con la Placa Norteamericana en el Océano Pacífico (Fig. 2.4).
Las fallas de crecimiento tienen un alineamiento sinuoso con rumbo general norte – sur y un
desarrollo en muchos casos de varios kilómetros de longitud. En conjunto, forman una serie de
bloques subparalelos, con la caída del bloque de techo, en dirección de la actual Cuenca de México
(Figura 2.6).
Este fallamiento se debe principalmente a la subsidencia, que permite reacomodar los sedimentos
del subsuelo a lo largo de las líneas de debilidad (Best – Martínez y Monroy, 2008). Dichas fallas se
manifiestan casi al mismo tiempo que se desarrolla la historia de sedimentación, en el lugar donde
ocurre progradación, ambas condiciones guardan una estrecha relación, ya que a las fallas se les
describe como de carácter sindeposicional.
En la figura 2.9 se muestra la sección estructural de la zona oriental (ZE) de la Cuenca de Burgos
(Línea punteada en la Fig. 2.7), mostrando la deformación extensiva en las rocas oligo – miocénicas,
así como estructuras dómicas de sal y arcilla, la figura fue basada en la interpretación de una
sección sísmica (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006).
La edad de las fallas normales, y de la deformación extensiva, progresa de oeste a este desde el
Paleoceno al Mioceno de manera similar y ajustándose al desarrollo de las franjas de los depósitos
sedimentarios cenozoicos. Dentro de este marco de referencia, algunas fallas normales se han
considerado como post-deposicionales, y otras, como de crecimiento (Echánove, 1976, 1986; Pérez,
1992). Se presentan dos sub zonas con variantes de comportamiento estructural en la zona
occidental (ZW). Un sector estrecho donde no se manifiesta fallamiento normal (Figs. 2.7 (ZWa) y
2.8), y otro sector en la parte más noroccidental (área de Nuevo Laredo; Fig. 2.7, ZWb), también una
área estrecha en donde el fallamiento normal aparentemente involucra las rocas mesozoicas, hasta
las evaporitas del Jurásico, constituyendo un sistema graben (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006).
En este sector se reportan también estructuras de sal alóctona (Pérez, 1992). Por otra parte, en la
zona occidental (ZW), Pérez (1992) también interpreta algunas estructuras anticlinales regionales
de carácter amplio (Salado, Picachos, Vaquerías, San Carlos), varias de ellas asociadas con
cabalgaduras convergencias generales al oeste y este, afectando las rocas mesozoicas y el
basamento (Fig. 2.8), relacionando su desarrollo al evento de la Orogenia Laramide.
2.4 BASAMENTO
El basamento en la región de la Cuenca de Burgos tiene una disposición caracterizada por un
continuo profundizamiento con una dirección general hacia el oriente. En la parte occidental de la
cuenca, la información de pozos que cortaron basamento lo posicionan a una profundidad de
alrededor de 2,800 – 3,000 (mbnm), y en la porción sur, de 500 – 1,000 mbnm, con un abrupto
profundizamiento hasta alrededor de los 4, 000 – 4,500 mbnm hacia el área del centro de la cuenca
(Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). En la parte central de la cuenca, los pozos ya no alcanzan el
basamento e inclusive éste llega a salir del alcance de la resolución sísmica en profundidad, por lo
que se sugiere ubicado a más de 7,500 mbnm en la parte centro – oriental de la cuenca, en la zona
de la actual línea de costa, y hasta alrededor de los 10,000 mbnm en la zona de la base del talud del
Golfo de México, en la región de la Faja de Pliegues Perdido (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). El
profundizamiento hacia el oriente del basamento en la Cuenca de Burgos, define a ésta,
morfológicamente, como una cuenca asimétrica, prácticamente abierta en dirección al centro del
Golfo de México. En una interpretación de la distribución regional de las rocas que conforman el
basamento de la Cuenca de Burgos y áreas aledañas (Fig. 2.10), realizada a partir de la integración
de datos de pozos, de afloramientos y de la respuesta magnetométrica de esta región (Fig. 2.11), las
distintas litologías reportadas se pueden agrupar en tres unidades mayores que, de occidente a
oriente, son: Unidad Esquistos y/o Gneises (UEG), Unidad Intrusivos Graníticos (UIG) y Unidad
Rocas Metamórficas (URM), ésta última denominada así de manera general por agrupar varios
tipos de roca de esta clase. Las dos unidades metamórficas están separadas por la unidad ígnea, y
aunque esta relación estructural sugiere una intrusión, existen ciertas diferencias que señalan que
se trata de dos unidades metamórficas distintas, aunque solo más datos ayudarán aclarar la
incertidumbre existente (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). A continuación se describen las unidades,
con sus respectivas características:
La URM se considera composicionalmente heterogénea, ya que se conforma por varias litologías:
esquistos (Fig. 2.10, localidades 5, 11, 17 y 27), hornfels esquistosos (15), gneises (7), pizarras (4, 6
y 12), metasedimentos (14 y 19) y milonitas (21), donde cada una de las cuales, de manera
individual, no describen ninguna tendencia específica de distribución. La unidad URM se encuentra
distribuida de manera bien definida hacia las partes occidental y meridional de la Cuenca de
Burgos, y se considera que continúa su ocurrencia hacia los sectores central y oriental de ésta, ya
que la respuesta, magnetométrica en esos sectores no manifiesta cambios significativos del patrón
de las curvas isogamas, caracterizado por un espaciamiento de curvas relativamente amplio,
respecto a la región meridional y occidental (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006).
La UIG, por su parte, incluye rocas ígneas intrusivas descritas como granitos (Fig. 2.10, localidades
3, 18, 20, 23 y 26), granodioritas (8, 9 y 13) y tonalitas (?) (10 y 24). Estas litologías le proporcionan
también cierta heterogeneidad a la unidad, aún cuando de manera general, la composición es
granítica (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). La unidad, prácticamente, no se distribuye dentro del área
de la Cuenca de Burgos, sólo se presenta en una pequeña zona de la porción meridional, y más bien
su ocurrencia parece coincidir con el límite oeste y sur de la cuenca.
La UEG presenta sólo dos litologías metamórficas, gneises y esquistos, proporcionándole un
carácter relativamente más homogéneo que la URM del oriente. Los gneises se presentan en las
localidades 2 y 30, mientras que los esquistos en las localidades 1, 25, 30, 31 y 32 (Fig. 2.10). La
separación espacial de estas dos litologías no se puede realizar de manera precisa debido a los
pocos datos con que se cuenta; sin embargo, de una manera general, los esquistos tienden a
ubicarse al occidente de los gneises (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006).
La unidad está interrumpida por UIG que la divide en dos zonas: una al norte (localidades 1 y 2), y
la otra al sur (25, 30, 31 y 32). La correlación de estas dos zonas se basa en la expresión
magnetométrica similar con que se caracteriza la distribución de la unidad, un patrón de
comportamiento sensiblemente espaciado de las curvas isogamas (Fig. 2.11). Hacia el poniente de
las localidades 1 y 2, datos de pozo y algunos afloramientos, sugieren que UEG se distribuye de
manera más amplia en esa dirección (Ortuño et al., 1990 y Santamaría et al., 1991). En la parte
septentrional de la zona de referencia del NE de México, la Cuenca de Burgos y áreas aledañas (Figs.
2.10 y 2.11), las dos unidades metamórficas mencionadas parecen estar en contacto, aunque no es
claro dónde y de qué forma (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). De esta manera, tampoco es claro si UEG
llega a formar parte de la porción occidental del área de la Cuenca de Burgos, o si constituye su
límite occidental.
Los gneises de la UEG son de edad precámbrica, como lo han mostrado los diversos fechamientos
radiométricos realizados en la localidad 30 (Fries, Jr. et al., 1962; Denison et al., 1971; Garrison, Jr.,
1980, entre otros), aunque el resultado obtenido en la localidad 2 (Fig. 2.10) es diferente, 358 ± 60
Ma, por Rb-Sr en roca total (Denison et al., 1969), una edad marcadamente más joven debido
probablemente a efectos de recalentamiento. Sobre la edad de los esquistos de esta misma unidad
también existe incertidumbre, ya que hay fechamientos isotópicos K-Ar y Rb-Sr tanto del
Paleozoico temprano en el área de Cd. Victoria, Tamps., así como del Paleozoico tardío en la misma
localidad, además de Magvi-1, Aramberri, Miquihuana y Bustamante (Tabla – 1), de tal forma que el
rango de edad resulta ser muy amplio (Fig. 2.12), en donde quizás las edades más antiguas sean las
originales, mientras que las más jóvenes sean producto de recalentamiento (Ortiz – Ubilla y Tolson,
2006). Para la UIG, fechamientos radiométricos K-Ar sugieren una edad permo-triásica (Tabla - 1),
aunque éstos tienen un rango que se extiende al Cretácico (Fig. 2.12), indicando probables efectos
de recalentamiento. Se considera que esta unidad tiene una relación intrusiva con respecto a las
dos unidades metamórficas anteriormente descritas y que forma parte de un cinturón intrusivo de
distribución regional en el NE y E de México (Jacobo y Murillo, 1989; Santamaría et al., 1991).
La edad de la URM es incierta, aunque ha sido referida como del Paleozoico tardío. En algunos
pozos infrayace directamente a sedimentos de capas rojas del Triásico-Jurásico (Madrid, 1976). De
sus rocas se cuenta con muy escasos fechamientos isotópicos, todos K-Ar (Tabla – 1), uno de los
cuales les indica una edad triásica, mientras que otros parecen responder a etapas posteriores de
recalentamiento. De esta manera, su edad podría ser considerada como permo-triásica y, de hecho,
esto es una razón por la que se separa de la UEG al occidente. La diferenciación de las unidades
metamórficas presenta algunas complicaciones hacia la región de Monterrey. Allí la distribución de
la UIG se adelgaza notablemente (Figs. 2.10 y 2.11), e inclusive pudiera no presentarse, como lo
sugiere el hecho de que en la localidad 8, donde aun cuando se reporta una granodiorita, propia de
la unidad intrusiva, su fechamiento radiométrico K-Ar señala una edad precámbrica, 916 ± 35 Ma.
(Fig. 2.12 y Tabla – 1), lo que pudiera indicarle una relación con las rocas gnéisicas precámbricas,
como lo han sugerido Jacobo y Murillo (1989), y que por lo tanto la UEG pudiera distribuirse en esa
zona. Los datos K-Ar de 203 ± 10 y 138 ± 9 Ma, obtenidos en esa misma localidad, representarían
efectos de recalentamiento. Por otra parte, el gneis cuarzo feldespático de la localidad 7, por su
litología, también podría relacionarse con la misma UEG, aunque por su fechamiento K-Ar de 166 ±
5 Ma (Fig. 2.12 y Tabla – 1) esto no es concluyente (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). En la figura 2.11
se muestra el rango de edades de las rocas de basamento en la región de la Cuenca de Burgos
tomando en consideración las edades máxima y mínima de una misma muestra. El color representa
la unidad de basamento a la que pertenece cada localidad, cuya ubicación se puede ver en la figura
2.10. Los efectos de recalentamiento térmico post-triásico que pudieron haber experimentado las
rocas del basamento de la región descrita, pueden haber estado relacionados con un evento
jurásico de actividad ígnea de composición granítica, como lo indican varios de los fechamientos
isotópicos presentados (Fig. 2.12), el cual se ha documentado desde un poco más hacia el sur, en el
basamento de la Cuenca Tampico-Misantla (Jacobo, 1986; Jacobo y Murillo, 1989; Byerly, 1991).
Aunque, también, podrían estar asociados con un evento intrusivo del Oligoceno, de 27.9 a 29.6 Ma
(Bloomfield y Cepeda, 1973), caracterizado por intrusiones monzodioríticas, cuya distribución
espacial está estrechamente relacionada con la UIG (Fig. 2.11) (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006).
La Cuenca Cenozoica está constituida por sedimentos de carácter terrígeno, con edades que varían
del Paleoceno al Reciente, expuestos a manera de franjas, orientadas con un rumbo general NW –
SE y dispuestas en tal forma que estratigráficamente las capas más antiguas yacen en la porción
occidental siendo más jóvenes hacia el oriente.
Litológicamente los depósitos del relleno cenozoico de la cuenca están representados por una
alternancia de lutitas y areniscas que varían en su composición de acuerdo al ambiente de depósito
y a la presencia de fallas de crecimiento (Best – Martínez y Monroy, 2008). La sedimentación fue
interrumpida por cortos periodos transgresivos, aunque se efectuó en un mar eminentemente
regresivo cuyas costas, con ligeras variantes, se fueron desplazando hacia el Oriente, hasta llegar a
su posición actual.
La cubierta sedimentaria se puede referir conformada litológicamente por tres grupos de unidades
mayores (Fig. 2.15), los cuales del más antiguo al más joven son:
Grupo I. Paquete constituido de rocas clásticas de coloraciones rojizas de origen continental, de
ambientes fluviales y aluviales, asociadas localmente con rocas volcánicas, que se refieren como
Capas Rojas o Lechos Rojos, con los nombres formacionales de Huizachal, La Boca y La Joya, las
cuales sobreyacen discordantemente a las rocas de basamento (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). Este
grupo tiene un rango de edad muy amplio, Triásico Tardío – Jurásico Medio, dado que algunas rocas
constituyentes se han fechado como Triásico Tardío con restos de plantas (Mixon et al., 1959),
como Jurásico Temprano (Sinemuriense) con base en palinomorfos (Rueda et al., 1993), y como
Jurásico Temprano-Medio con restos de vertebrados (Clark y Hopson, 1985; Clark et al., 1994;
Reynoso, 1996) y fechamientos isótopicos U-Pb (Fastovsky et al., 2005). Las rocas de este grupo se
distribuyen en el borde occidental de la Cuenca de Burgos (Fig. 2.16), donde algunos pozos las han
cortado, pero hacia el centro de la cuenca su presencia es incierta, aunque hacia el extremo oriental
de la misma, ya en la parte de la Faja Perdido (Fig. 2.17), sísmicamente, debajo de un horizonte de
sal se considera la probable presencia de rocas de este tipo, asociadas con rasgos estructurales de
tipo horst-graben y half graben (Trudgill et al., 1999). Hacia el occidente de la Cuenca de Burgos, la
distribución de las Capas Rojas se encuentra interrumpida dentro de una zona angosta de carácter
sensiblemente lineal, donde los datos de pozo señalan que sedimentos del Jurásico Tardío
sobreyacen de manera discordante el basamento (Madrid, 1976), lo que indica la presencia de un
alto relativo de basamento, topográfico o morfológico, durante el tiempo del depósito de las Capas
Rojas (Fig. 2.16). No es claro si este alto constituye un bloque individual continuo o si son dos
bloques, pero es un rasgo indicativo de una probable geometría de horst en el basamento. Paleo-
geográficamente esta zona corresponde con la Península de Tamaulipas o las paleoislas de Picachos
y de San Carlos (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). Los pozos que cortaron las Capas Rojas y llegaron a
basamento en el borde occidental de la Cuenca de Burgos (Fig.2.16, localidades 11 y 16), reportan
un espesor de alrededor de 60 m, lo cual contrasta con los espesores definidos en la región al
occidente del alto (localidades 30 y 34), donde se reportan de más de 400 m e incluso mayores
a 1,000 m.
Grupo II. Conjunto constituido por rocas calcáreas y calcáreo-arcillosas de origen marino, con
depósitos evaporíticos y carbonatado-arenosos de ambientes transicionales en la base. El grupo se
encuentra conformado por varias unidades formacionales que siguen la nomenclatura
estratigráfica típica del NE de México (Fig. 2.15): Metate, Novillo, Olvido, Pimienta, Tamaulipas
Inferior, Otates, Tamaulipas Superior, Agua Nueva, San Felipe y Méndez. Sobreyace a las Capas
Rojas y, cuando éstas últimas no se presentan, se encuentran directamente a las rocas de
basamento (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). El rango de edad de este grupo de unidades es de
Jurásico Medio (Calloviano) al Cretácico Tardío (Maestrichtiano), aunque existen discrepancias
hacia la base debido a la variabilidad lateral y acuñamiento de la secuencia evaporítica (Formación
Metate), que se relaciona con la Sal Louann del Calloviano del sur y este de Texas (Salvador, 1991),
ya que se tienen reportados horizontes evaporíticos de la Formación Olvido del Oxfordiano-
Kimmeridgiano (Madrid, 1976). Se ha sugerido que las formaciones basales de este grupo (Metate-
Novillo-Olvido), de facies transicionales en el borde occidental de la Cuenca de Burgos, hacia el
centro de la misma pudieran presentar un cambio lateral a facies de carbonatos arcillosos
(Formación Tamán) (Echánove, 1986), sin embargo, en la zona de la Faja Perdido se interpreta la
presencia de sal del Calloviano sobreyacida por carbonatos marinos someros (Trudgill et al., 1999),
lo que pudiera sugerir la continuidad de este tipo de depósitos y de las relaciones estratigráficas
hacia el centro de la cuenca (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006).
El resto de las unidades de este grupo se caracterizan por sucesiones de carbonatos finos arcillosos
con fauna pelágica relacionadas a depósitos de mar abierto-cuenca, con un incremento en el
contenido de arcillas hacia la cima. Estas facies calcáreo-arcillosas guardan una amplia distribución
en la región de la Cuenca de Burgos. En la zona del Perdido y el Golfo de México, las rocas de este
grupo se asignan a las unidades Challenger y Campeche, constituidas por carbonatos y lutitas
marinas profundas (Shaub et al., 1984; Feng, 1995; Trudgill et al., 1999). Hacia la porción
noroccidental de la Cuenca de Burgos se reportan algunas variaciones a facies más someras
asociadas con las formaciones Taraises, Cupido, Aurora, Grupo Washita (Fms. Georgetown, Del Río
y Buda), Eagle Ford y Austin (Alfonso, 1978; Echánove, 1986; Winker y Buffler, 1988; McFarland y
Menes, 1991; Shol et al., 1991; Pérez, 1992). Asimismo, en esta zona y un poco más al oeste, durante
el Campaniano- Maestrichtiano se depositaron sedimentos de carácter arcillo-arenoso, con cuerpos
de carbón, areniscas calcáreas y horizontes de coquinas, depósitos que se asocian con ambientes
mixtos y de plataforma con facies fluvio-deltaicas, complejos deltaicos, barras costeras y de
plataforma interna a externa, agrupada en las formaciones Upson, San Miguel, Olmos y Escondido
(Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006).
Grupo III. Conjunto de rocas clásticas de origen marino y transicional, predominantemente
desarrollos que varían alternadamente de arcillo – arenosos a areno – arcillosos, y con algunos
paquetes areno-conglomeráticos. El grupo se conforma por varias formaciones con
denominaciones particulares del Embahiamiento Río Grande (NE de México y SE de Texas):
Midway, Wilcox, Recklaw, Queen City, Weches, Cook Mountain, Yegua, Jackson, Frío, Norma,
Anáhuac, Catahoula, Oakville y Lagarto (Fig. 2.15), que sobreyacen a las rocas del Cretácico Tardío.
El rango de edad de este grupo de unidades es del Paleoceno al Reciente, teniendo en cuenta la
porción marina de la Cuenca de Burgos. Algunos hiatus o discordancias locales se reconocen
característicamente dentro del registro estratigráfico (Rodríguez, 1976; Echánove, 1986). La
disposición superficial en franjas que progresan en edad de oeste a este de estas rocas y de las
unidades litoestratigráficas que conforman, determina que la distribución de cada una de ellas en la
región vaya desde la zona en donde afloran y hacia el oriente, ocupando una posición cada vez más
profunda (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006). Esta disposición señala un patrón depositacional de tipo
progradacional hacia el Golfo de México, en donde el manejo de la nomenclatura litoestratigráfica
se complica por las variaciones laterales que se manifiestan, lo que provoca que unidades
reconocidas en superficie no se identifiquen en subsuelo y viceversa. Asimismo, lo monótono de las
sucesiones de rocas dificulta también el reconocimiento de los límites de las unidades, ya que llegan
a ser transicionales, y en la mayoría de los casos, algo vagos y subjetivos. Por esta razón, en algunas
ocasiones las unidades de roca son referidas como unidades cronoestratigráficas (Paleoceno,
Eoceno, etc.) y aún geocronológicas (30 Ma, 21.5 Ma, etc.), en función de su contenido
paleontológico (Ortiz – Ubilla y Tolson, 2006).
El contexto ambiental de depósito de las rocas de este grupo se asocia con una zona de plataforma
clástica, con condiciones espacial y temporalmente cambiantes de plataforma externa a plataforma
interna, variando incluso a condiciones batial superior y hasta a terrestres, influenciada por el
desarrollo de sistemas deltaicos y de complejos litorales, pero con una tendencia general
relacionada a un proceso regresivo de la línea de costa hacia el oriente (Rodríguez, 1976; Echánove,
1986; Galloway et al., 1991; Salvador, 1991b; Pérez, 1992). Los depósitos más recientes que se
encuentran en la porción terrestre de la cuenca son de carácter continental, gravas, arenas, arcillas
y algo de yesos, que son referidos como Formación Reynosa en Tamaulipas y como las formaciones
Goliad, Lissie y Beaumont en Texas (López, 1980).
2.6 G E O L O G Í A H I S T Ó R I C A.
2.6.2 M E S O Z O I C O.
A fines del Oxfordiano, se acentuó la subsidencia originando una mayor transgresión hacia el
oriente, lo que propició la invasión del mar en áreas antes emergidas. Esta acción arrastró gran
cantidad de materia orgánica vegetal y abundantes terrígenos removidos y transportados mar
adentro, formando un depósito de carbonatos finos con grado variable de terrígenos y abundancia
de carbón diseminado. La consolidación de estos sedimentos, define a las formaciones La Casita y
Pimienta, de edad Kimmeridgiano y Titoniano.
La secuencia del Jurásico Superior tiene un espesor promedio de 600 m. Estableciéndose como
rocas generadoras a las lutitas carbonosas y las calizas arcillo – carbonosas de las formaciones
Novillo y La Casita, las que presentan un abundante contenido orgánico y una madurez apropiada
para la generación de hidrocarburos. Asimismo, se consideran como rocas almacenadoras a las
dolomías y grainstone oolítico de las formaciones Novillo – Zuloaga y Olvido, que presentan una
porosidad y permeabilidad de regular a baja, la cual se ve incrementada por fracturamiento. Como
sello actúan las evaporitas de la formación Olvido y las lutitas carbonosas de las formaciones La
casita o Pimienta.
En general, la secuencia del Jurásico Superior ha alcanzado una etapa de deformación moderada,
favorable para el desarrollo de trampas estructurales, principalmente de origen tectónico.
Asimismo, las variaciones de facies y las características de sedimentación de las unidades jurásicas,
favorecen la formación de trampas estratigráficas (Echanove, 1986).
Hacia el oriente y sur del complejo arrecifal prevalecieron ambientes de mar abierto, en los que se
depositó una secuencia de carbonatos finos correspondientes a la Formación Tamaulipas Inferior
(Berriasiano Inferior-Aptiano Inferior) (Figura 2.18).
En el Aptiano Superior, ocurrió una reactivación de las áreas continentales ubicadas al occidente,
provocando y ocasionando un cambio notable en la sedimentación. En este periodo persistieron
ambientes marinos, en los que se depositó una secuencia delgada calcárea-arcillosa y calcáreo-
arcillo-carbonosa, con alto contenido de materia orgánica designándole como Formación La Peña,
equivalente al Horizonte Otates que se encuentra al sur de la cuenca. La distribución de estas
formaciones está íntimamente ligada al comportamiento de la formación subyacente
(Cupido/Tamaulipas Inferior); de tal forma, la Formación La Peña sobreyace a las facies arrecifales
y de plataforma de la Formación Cupido (área Laredo); mientras que el Horizonte Otates sobreyace
a las facies de mar abierto de la Formación Tamaulipas Inferior en el resto de la provincia
(Echanove, 1986).
En este periodo se deposita una secuencia equivalente al grupo Washita, correspondiente a una
potente sección de carbonatos finos y lodos calcáreos negros, de estratificación delgada a media,
con abundantes bandas de pedernal gris a negro y que se designa como Formación Cuesta del Cura.
Hacia el oriente de la cuenca, las facies se tornan gradualmente más profundas, distinguiéndose una
secuencia de lodos calcáreos finos, de estratificación de media a gruesa, que corresponden a un
depósito continuo e ininterrumpido del Albiano hasta el Cenomaniano Inferior; a toda esta
secuencia se le conoce como Formación Tamaulipas Superior (Echanove, 1986).
En el área Laredo Tamaulipas, se depósito una potente secuencia arcillosa – arenosa, con
intercalaciones variables de cuerpos arenosos de espesor delgado a medio, con la presencia de
capas delgadas a medias de carbón. En esta secuencia se distinguen 4 unidades formacionales;
Upson y San Miguel, correspondientes al Grupo Taylor del Campaniano y Olmos y Escondido, que
corresponden a el Grupo Navarro del Maestrichtiano. La secuencia se inicia con el depósito de una
sección arcillo – arenosa, de estratificación delgada a media y de plataforma media a externa, que se
le denomina Formación Upson (Echanove, 1986). Posteriormente, ocurre un nuevo movimiento
ascendente que favorece el desarrollo de cuerpos arenosos de características fluvio – deltaicas y de
barras marinas costeras; a esta unidad s le designa Formación San Miguel. Sobreyaciendo a esta
unidad, se forma un complejo deltaico progradante hacia el oriente, reflejo del predominio de
ambientes mixtos y marino somero, que favorecen el desarrollo de cuerpos arenoso, así como el de
2 horizontes de carbón de espesor medio a grueso, intercalados en la sección arcillo – arenosa y que
constituyen a la Formación olmos (Figura 2.20).
El ciclo sedimentario del Cretácico Superior en el área Laredo, está representado por una sección
arcillo – arenosa de estratificación media a gruesa, de ambientes marinos medios a externos y que
corresponde al final del ciclo sedimentario del Cretácico que se le designa Formación Escondido.
El resto de la provincia de Burgos, en este mismo periodo prevalecieron condiciones de mar abierto
y de aguas profundas, en el cual se depósito una potente secuencia calcáreo – arcillosa, de tipo
margas y lutitas de estratificación media a gruesa equivalente al Grupo Navarro – Taylor y que se
denomina Formación Méndez. Esta unidad se distingue por el aspecto nodular de las lutitas y la
presencia abundante de globotruncanidos de mar abierto.
Como principales rocas generadoras de hidrocarburos en el Cretácico, se consideran a las lutitas
carbonosas y calizas arcillosas de las formaciones Taraises y La Peña del Cretácico Inferior, y el
agua Nueva/Eagle Ford del Cretácico Superior (Echanove, 1986).
Estas secuencias contienen suficiente materia orgánica predominantemente de tipo leñoso,
herbáceo y amorfo, con una madurez térmica de 2 a 3 de Reflectancia de vitrinita, con probable
generación de gas dulce, condensado, aceite ligero y gas amargo subordinado. Como roca
almacenadora, se considera principalmente al Complejo Arrecifal “Cupido” del Cretácico Inferior, el
cual presenta porosidad y permeabilidad adecuadas. El resto de la secuencia cretácica presenta
muy baja permeabilidad, sobresaliendo solo la secundaria inducida por fracturamiento. El sello es
de primer orden y lo constituyen las lutitas calcáreas de las formaciones La Peña y Méndez, del
Cretácico Inferior y Superior, respectivamente.
La deformación estructural observadas en las rocas cretácicas de la provincia, es en general,
moderada; originada por una tectónica de tipo normal – gravitacional y de basculamiento hacia la
cuenca. Sin embargo, dentro de este modelo estructural moderado, sobresale una estructura de tipo
dómico en el área Laredo; Totonaca – Moroco y una estructura de colapso en el área Oeste Presa
Falcón; Parás – Agualeguas, ambas deben de estar asociadas a movimientos de evaporitas jurásicas.
Además, en el área China, se observa un alargado alineamiento estructural denominado Chiclán –
Vaquerías y que probablemente refleja un alto de basamento (Echanove, 1986).
2.6.3 C E N O Z O I C O
2.6.3.1 TERCIARIO
A fines del Cretácico y principios del Cenozoico, ocurrió una serie de movimientos intensos
provocados por los efectos del paroxismo de la Orogenia Laramide. Esta actividad originó el
plegamiento y levantamiento de las rocas mesozoicas al poniente de la Cuenca de Burgos;
provincias: Sierra Madre Oriental y Golfo de Sabinas. En la provincia del Burro-Picachos la
deformación fue moderada, por la presencia del elemento subyacente que funciono como un
contrafuerte (Echanove, 1986).
En este tiempo, se establece en la provincia de Burgos una amplia y extensa plataforma terciaria, de
bajo relieve e inclinada hacia el oriente. Sobre esta plataforma se inicia el depósito de una potente
secuencia sedimentaria clástica, arcillo – arenosa, con intercalaciones variables de cuerpos
arenosos delgados a medios de origen múltiple. De acuerdo a Pérez, Bautista y Aguayo, 2006, la
sedimentación fue principalmente marina somera y de carácter cíclico, transgresivo – regresivo
constituyendo una marcada progradación secuencial hacia el oriente (Tabla 2).
Igualmente, estos movimientos propiciaron una tectónica de tipo gravitacional que se refleja en un
fallamiento normal de intensidad variable y escalonado hacia el oriente, en el mismo sentido de la
cuenca (Echanove, 1986). En el fallamiento se distinguen fallas de crecimiento, contemporáneas al
depósito, longitudinales, de distribución regional y asociados a cada evento sedimentario;
consecuentemente, distribuidas en toda la columna estratigráfica y representadas en cada franja
(Pérez, Bautista y Aguayo, 2006). Así mismo, se originaron sistemas de fallamiento normal –
gravitacional, de características variables y cuya actividad es post – depositacional, ligeramente
posterior a la sedimentación (Figura 2.22).
2.6.3.1.1 PALEOCENO
En el Paleoceno se inicia una gran transgresión hacia el poniente, que favorece el depósito
discordante de areniscas basales y de ambientes someros, sobre una superficie cretácica
erosionada. A este depósito, le sobreyace una secuencia arcillo-arenosa marina, con aislados y
delgados cuerpos arenosos alargados, de distribución restringida y de ambientes de plataforma
media a externa (Figura 2.23).
2.6.3.1.2 EOCENO
Durante la parte alta del Eoceno Inferior y Medio, se establece un ciclo regresivo-transgresivo
completo, en el que se deposita la secuencia del Grupo Mount Selman, formaciones; Reklaw, Queen
City y Weches. En la porción occidental, predominan ambientes mixtos/someros y de plataforma
interna, sobre los que se deposita una secuencia areno – arcillosa con numerosos desarrollos
arenosos intercalados, correspondientes a sistemas de barras múltiples, pertenecen a la Formación
Queen City.
A las facies equivalentes al oriente, de plataforma media a externa y representada por una sección
arcillosa con aislados desarrollos arenosos, se le define como Formación Reklaw. La etapa
transgresiva del cierre del ciclo sedimentario del Grupo Mount Selman lo representa la Formación
Weches, que está constituida por una sección arcillosa depositada en ambientes de plataforma
media a externa (Echanove, 1986).
A fines del Eoceno Medio y principios del Eoceno Superior, se inicia otro ciclo de depósito de
carácter regresivo y está representado por las formaciones Cook Mountain y Yegua. La formación
Cook Mountain es marina y predominantemente arcillosa con aislados cuerpos arenosos de
distribución restringida, depositada en ambientes de plataforma media a externa. Por su parte la
Formación Yegua cierra el ciclo regresivo y esta constituida por sedimentos areno – arcillosos con
intercalaciones de areniscas, depositados en ambiente continental y de complejo litoral (Figura
2.26).
A fines del Eoceno y principios del Oligoceno, ocurren una serie de intensos movimientos verticales,
reflejo de los últimos efectos de la Orogenia Laramide. Estos provocan una reactivación de las áreas
positivas, situadas al poniente de la provincia, dando lugar a un gran aporte de clásticos que
acentúa los movimientos gravitacionales y propicia el desarrollo de sistemas múltiples y secuencia
de fallas de crecimiento, contemporáneas al depósito. Las fallas son de amplia distribución regional
y de gran desplazamiento, que destacan en cada etapa sedimentaria del Oligoceno por su influencia
notable en el depósito y además, porque se considera el factor principal en la formación de las
estructuras de la Franja del Oligoceno (Echanove, 1986).
En este periodo, Eoceno Superior, Oligoceno Inferior, se producen las fallas de crecimiento Zacate,
Comitas y Becerro, correspondientes al sistema regional “Samfordyce o Vicksburg Flexure” del
vecino país de Estados Unidos y que en la provincia de Burgos se le denomina Sistema Becerro.
Estas fallas influyeron notablemente en la sedimentación de las formaciones Yegua y Jackson del
Eoceno Superior y Vicksburg del Oligoceno Inferior (Echanove, 1986).
2.6.3.1.3 OLIGOCENO
En la Franja del Oligoceno, los sistemas de fallas de crecimiento son secuenciales hacia el oriente y
forman una serie de bloques alargados y subparalelos, de extensión regional y escalonados
estratigráficamente en este mismo sentido, siendo el más antiguo al poniente y el más joven hacia el
oriente. Estas fallas oligocénicas de gran importancia se les designa de poniente a oriente; Falla
Becerro (Oligoceno Inferior y Medio), Falla Mc Allen – Reynosa (Oligoceno Inferior y Medio), Falla
Altamirano (Oligoceno Inferior y Superior), Falla Brasil (Oligoceno Superior), Falla 18 de Marzo
(Oligoceno Superior) y Falla Rosita (Oligoceno Superior – Mioceno Inferior) (Figura 2.27). En el
Oligoceno Inferior, se inicia una amplia y extensa transgresión hacia el poniente, cuyo avance llega
a cubrir casi totalmente la franja del Eoceno (Figura 2.28).
Esta secuencia representa a la Formación Vicksburg y está compuesta por una alternancia de
areniscas y lutitas, cuya relación varía de acuerdo al ambiente de depósito, siendo mayor la
presencia de areniscas hacia el occidente, disminuyendo hacia la cuenca al oriente. Lo notable es el
engrosamiento y limpieza de las areniscas sobre los bloques bajos de las fallas de crecimiento
(Echanove, 1986). A fines del Oligoceno Inferior y principios del Oligoceno Medio, culmina la etapa
transgresiva y se inicia una extensa regresión, provocada por un gran levantamiento y por el
rejuvenecimiento de las áreas positivas, situadas al poniente que origina la retirada de los mares
hacia el oriente y una gran afluencia de clásticos terrígenos hacia la cuenca, transportados por
corrientes fluviales que favorecieron el desarrollo de abanicos aluviales, complejos fluvio-deltáicos
y sistemas de barras de barrera, en una etapa regresiva progradante. En esta época se depositan
sedimentos predominantemente clásticos; conglomerados, areniscas y lutitas con numerosas
intercalaciones de cuerpos arenosos de origen variable. Esta secuencia corresponde con un modelo
sedimentario completo, con ambientes continental/mixto, dominantes en el poniente, que gradúan
lateralmente hacia el oriente a los ambientes marinos litoral o plataforma interna y de plataforma
media a externa/batial; y que representan a las unidades formacionales equivalentes
Conglomerado Norma, Frío No Marino y Frío Marino, respectivamente (Echanove, 1986). En este
ciclo sedimentario se distingue la influencia de las fallas de crecimiento; Becerro, que afecta al
Conglomerado Norma; McAllen – Reynosa, al Frío No Marino y Altamirano – Brasil, al Frío Marino
(Figuras 2.30 y 2.31).
Sobre la margen occidental de la Franja del Oligoceno, se depositó una secuencia sedimentaria
clástica gruesa a media, mal clasificada; conglomerados y areniscas en una matriz arcillosa –
arenosa, en el que predominan ambientes continentales y mixtos. A esta secuencia se le denomina
Conglomerado Norma, que también se distingue por las presencia de depósitos uraníferos de placer
(Yacimiento La Sierrita). Hacia el oriente, los ambientes de depósito varían gradualmente a
salobres (litoral-mixto) y marinos someros (plataforma interna); depositándose una potente
secuencia areno-arcillosa, con numerosos desarrollos arenosos, alternando con delgadas secciones
arcillosas marinas. La gran afluencia de clásticos y la continua subsidencia, favoreció el desarrollo
de complejos fluvio – deltáicos y sistemas múltiples de barras de barrera, de crecimiento secuencial
y progradante hacia el oriente. A esta secuencia de ambiente mixto se le define como Formación
Frío No Marino y está influenciada por el sistema de fallas de crecimiento “McAllen”; mismas que
también representan el factor principal en la formación de las estructuras primarias presentes en
la Franja del Oligoceno (Echanove, 1986).
Hacia el oriente, continúa la variación gradual de ambientes salobres y mixtos a ambientes marinos
francos, donde se deposita una secuencia arcillo – arenosa con aisladas intercalaciones de areniscas
que definen a la Formación Marino. El depósito de esta sección fue influenciado por las fallas de
crecimiento Altamirano y Brasil. En el Oligoceno Superior, cesa la etapa regresiva y se inicia una
nueva etapa tectónica – sedimentaria, con el desarrollo de un ciclo transgresivo/regresivo
completo; distinguiéndose la influencia de las fallas de crecimiento Brasil y 18 de Marzo; así como
la Falla Rosita, que también afectó a la sedimentación del Mioceno Inferior (Echanove, 1986). En
este periodo se deposita una secuencia arcillo – arenosa marina, con intercalaciones variables de
cuerpos arenosos y que se divide en tres zonas bioestratigráficas distintivas que a la vez reflejan el
ciclo sedimentario completo. La distribución lateral de las facies y ambientes de depósito se ilustra
en la figura 2.32.
Zona Marginulina: Sección marina con aisladas y delgadas intercalaciones de areniscas arcillosas,
con predominio de ambientes de plataforma media a externa y que representan a la etapa inicial
transgresiva.
Zona Heterostegina: Sedimentos arcillo – arenosos marinos de plataforma interna a media, con
intercalaciones delgadas de areniscas de tipo de barras costeras, depositados discordantemente
sobre la sección Frío no Marino del Oligoceno Medio. La secuencia representa el máximo avance
transgresivo hacia el poniente.
Zona Discorbis: Secuencia areno – arcillosa marina con numerosas intercalaciones delgadas de
areniscas, características de un complejo litoral o de barras costeras; depositadas sobre una
plataforma interna a media. Esta secuencia representa a la etapa regresiva del ciclo.
Simultáneamente hacia la porción occidental se deposita una potente secuencia areno – arcillosa de
ambiente continental – mixto y salobre con intercalaciones variables de cuerpos arenosos delgados
a medios y que se le define como Formación Catahoula. Esta secuencia es equivalente a la sección
marina de la Zona Discorbis y por efecto sedimentario regresivo – progradante, se desplaza
aparente y paulatinamente hacia el oriente, sobre la sección marina de la Zona Discorbis. Por las
características sedimentarias mencionadas y posición estratigráfica observada, se considera a esta
secuencia correspondiente a la Formación Catahoula del Oligoceno Superior – Mioceno Inferior
(Echanove, 1986).
2.6.3.1.4 MIOCENO
A mediados del Mioceno Inferior, se interrumpe el ciclo, cesa la etapa regresiva y se inicia una
extensa transgresión hacia el poniente, con la influencia de fallas contemporáneas, Rosita y
Matamoros; esta actividad continúa en el Mioceno Medio (Echanove, 1986). En este periodo se
forma una amplia y extensa plataforma, sobre la cual se deposita una secuencia marina somera
predominantemente areno–arcillosa, con intercalaciones variables de cuerpos arenosos medios a
gruesos, correspondientes a un complejo litoral o a barras costeras de crecimiento múltiple,
predominando ambientes mixtos y de plataforma interna; a esta secuencia se le define como
Formación Oakville o Zona Robulus 43 – A, o bien, como Unidad del Mioceno Inferior. A la
secuencia equivalente de ambiente marino, correspondiente a la plataforma media a externa se le
define como Formación Lagarto, o bien, como Unidad del Mioceno Medio, si es predominantemente
arcillosa con delgadas intercalaciones de arenisca.
A Principios del Mioceno Superior se cierra el ciclo con la etapa transgresiva y se inicia una extensa
etapa regresiva y progradante hacia el oriente. En esta se deposita una secuencia areno – arcillosa,
con numerosos desarrollos arenosos, intercalados correspondientes a antiguos complejos litorales
y a sistemas de barras costeras múltiples, propias de ambientes continental/mixto y de plataforma
interna. Esta secuencia se define como Unidad del Mioceno Superior (Echanove, 1986).
En la parte baja del Plioceno, cesa la etapa regresiva y se inicia un nuevo ciclo sedimentario con una
corta transgresión hacia el poniente precedida por una extensa etapa regresiva y progradante hacia
el oriente; esta última etapa continúa en el Reciente y persiste en la actualidad. En la Franja del
Mioceno, se desarrollan modelos estructurales de crecimiento contemporáneo, similares a los
establecidos en la Franja del Oligoceno; distinguiéndose las fallas de crecimiento y una mayor
actividad de fallamiento post – depositacional.
En esta franja, se define un extenso monoclinal regional buzante hacia el oriente y seccionado
longitudinalmente por un sistema de fallamiento normal – gravitacional, en el que se distinguen
fallas contemporáneas de crecimiento secuencial y fallas post – depositacionales de gran
desplazamiento (Echanove, 1986). En general las fallas se presentan escalonadas hacia el oriente;
sin embargo, se han identificado varias fallas “antitéticas”, post – depósito, con desplazamientos
variables hacia el poniente, contrario al movimiento regional. Estas fallas son de tipo
compensatorio y están asociadas al fallamiento principal. Las trazas de las fallas son sensiblemente
paralelas y predominantemente longitudinales, con una orientación NNE – SSW, que
aparentemente coincide con el rumbo de la sedimentación. La actividad de las fallas de crecimiento
originan la formación y desarrollo contemporáneo de las principales estructuras, principalmente
anticlinales asimétricos, de características semidómicas, las que son posteriormente afectadas por
un fallamiento post – depósito, formando una serie de bloques alargados sobre los que se originan
estructuras secundarias y cierres contra falla. Se considera que la última actividad tectónica que
ocurrió en la Cuenca de Burgos, fue en el Mioceno Superior (Echanove, 1986).
CAPÍTULO 3
SISTEMA PETROLERO
3.1 GENERALIDADES
El sistema petrolero es definido como “los procesos y elementos geológicos necesarios para
generar, almacenar y preservar hidrocarburos en el subsuelo”. Estos procesos y elementos
geológicos son requeridos para originar los yacimientos de hidrocarburos, ya que de faltar alguno
de ellos no se podría establecer dicho sistema (Oviedo – Lerma y Aguayo, 2007). En la Cuenca de
Burgos se han identificado tres plays: Pimienta–Midway, Wilcox y Vicksburg–Frio (Figura 3.1).
Las evidencias para la postulación de estos, se basan en la existencia común de rocas generadoras
que presentan buenas condiciones de cantidad, calidad y madurez de la materia orgánica para la
generación de hidrocarburos, condición que esta relacionada con rocas almacenadoras y sello, así
como los procesos que incluyen la formación de la trampa, generación, migración, acumulación y
preservación de los hidrocarburos, por lo que existe sincronía.
La secuencia Cenozoica está integrada por depósitos de potentes secuencias arcillosas, con
intercalaciones variables de areniscas de espesor delgado a medio, acumulados sobre una amplia y
extensa plataforma continental de bajo relieve y lenta subsidencia, predominantemente de
ambientes mixtos y marinos internos a medios. La sedimentación se efectuó en depósitos cíclicos
sucesivos transgresivos – regresivos, del Paleoceno al Reciente y que en general, representan una
extensa progradación hacia el oriente.
Estas rocas consisten de calizas arcillosas y lutitas calcáreas depositadas sobre una plataforma
abierta y extensa, durante las últimas etapas de la transgresión regional que cubrió gran parte del
territorio mexicano (Best – Martínez y Monroy, 2008). Una fuente secundaria para la generación de
hidrocarburos en este sistema lo constituyen los sedimentos arcillosos de la Formación Midway
(Cenozoico) que presenta un potencial generador que fluctúa desde pobre en la porción occidental
con valores de COT < 0.5 %, hasta bueno en la porción oriental con valores de COT > 2 % asociados
a una acumulación en un ambiente reductor. La materia orgánica es del Tipo III y varia de inmadura
hasta sobre madura con valores de Ro > 0.5 hasta 4.0 % en el sentido W –E, esto es el resultado de
mayor sepultamiento de estas rocas como ocurre en el oriente de la cuenca.
3.2.1.2 CENOZOICO
Entre las lutitas y areniscas del Paleoceno y Eoceno, se encuentran valores de Carbono Orgánico
Total superior al 1%, en las formaciones Midway del Paleoceno, Recklaw y Cook Mountain del
Eoceno. En el marco de una regresión general cenozoica que rompe con la sedimentación de
carbonatos mesozoicos, se inicia una fuerte subsidencia y sedimentación de terrígenos finos y
arenosos acompañados de materia orgánica continental (tipos III y IV) en condiciones marinas a
mixtas, cuyo potencial generador es irrelevante.
No obstante las facies arenosas de estas formaciones producen gas y condensado, al igual que las de
la Formación Vicksburg del Oligoceno inferior, cuya parte de arcilla si detecta ligero potencial
generador (S2) en algunas muestras, debido a la probable presencia de cantidades subordinadas de
Kerógeno tipo II (Best – Martínez y Monroy, 2008).
Mientras que el sistema petrolero Vicksburg-Frio es el más importante de la cuenca y se ubica parte
oriental, con un subsistema generador constituido por lutitas que fueron depositadas en ambientes
batiales de la formación Vicksburg con un potencial generador bueno con valores de COT < 0.5 a 1
% producto de una mezcla de kerogenos del Tipo II y III y una madurez de 0.5 a 1.2 % de Ro (Best –
Martínez y Monroy, 2008).
3.2.2. MIGRACIÓN
Las rocas almacenadoras terciarias las constituyen las areniscas intercaladas en la secuencia arcillo
– arenosa. Las areniscas presentan diferente grado de arcillosidad y madurez, de acuerdo a las
características del ambiente de depósito y al ciclo sedimentario correspondiente, lo cual influye
notablemente en su porosidad y permeabilidad. En la Provincia de Burgos se ha establecido que la
mayoría de las areniscas corresponden a los siguientes modelos sedimentarios:
Existen otros modelos sedimentarios en la provincia que pueden considerarse como secundarios y
poco relevantes, debido a que presentan una distribución local; sin embargo, los desarrollos
arenosos presentes, son buenos receptáculos de hidrocarburos (Echanove, 1986). Se han
identificado areniscas pertenecientes a canales distributarios, complejos deltáicos de poco
desarrollo y antiguas playas. De acuerdo con la edad de las rocas almacenadoras, en esta cuenca se
diferencian cinco franjas en dirección norte-sur, correspondientes al Jurasico-Cretácico, Paleoceno,
Eoceno, Oligoceno y Mioceno, siendo la más importante la del Oligoceno, por su volumen de
producción (Figura 3.3).
3.2.5. TRAMPAS
La gran mayoría de las trampas en la secuencia del terciario en la provincia, son de tipo combinado
estratigráfico – estructural y las principales se encuentran asociadas a fallas de crecimiento y/o
estructuras anticlinales de suave relieve (rollover), frecuentemente seccionadas en menor o mayor
grado por fallas normales, de gravedad y pos – depositacionales (Echanove, 1986).
El fallamiento originó una serie de bloques alargados y escalonados, sobre los que se forman
estructuras secundarias y cierres independientes. Igualmente, y en menor proporción, se han
identificado algunas trampas de tipo estratigráfico, de distribución restringida y que no
representan un atractivo sobresaliente al ser de reducido volumen. En general, los yacimientos se
presentan alargados y con una alineación predominante norte – sur, sensiblemente
perpendiculares a la dirección del depósito sedimentario y al sistema principal de fallamiento;
factores a que están íntimamente relacionados. Asimismo, los yacimientos se presentan
estratigráficamente más jóvenes hacia el oriente, como consecuencia del depósito secuencial y
progradante del Terciario en este mismo sentido (Echanove, 1986). La Cuenca de Burgos es la
provincia que ocupa el primer lugar en producción de gas no asociado a nivel nacional, siendo la
franja del Oligoceno la más importante y la más productora. A continuación se describen las
principales características de los tres plays que producción en la Cuenca de Burgos.
Las rocas generadoras corresponden a las lutitas de la Formación Pimienta del Jurasico Superior,
cuyo potencial generador varia de pobre a bueno con un Carbono Orgánico Total (COT) < 0.5 a 2%,
en tanto que su materia orgánica corresponde a Kerógeno del tipo I y II, cuyo grado de madurez es
considerado alto, debido a que su Reflectancia de Vitrinita (Ro) equivalente varia de 2 a 3%,
condiciones que dan origen a la generación únicamente de gas seco con alto contenido de metano
termogénico; dentro de la secuencia del Cretácico, las formaciones Eagle Ford y Agua Nueva
(Turoniano), San Felipe (Coniaciano – Santoniano) y Méndez (Campaniano-Maastrichtiano)
presentan un comportamiento geoquímico semejante en cuanto a su contenido de carbono
orgánico, superior en todos los casos al 1%, con valores considerables de S2 (hidrocarburos
potenciales) en una buena proporción, lo que permite catalogarlas como rocas generadoras. Estas
rocas consisten de calizas arcillosas y lutitas calcáreas depositadas sobre una plataforma abierta y
extensa, durante las últimas etapas de la transgresión regional que cubrió gran parte del territorio
mexicano.
Una fuente secundaria para la generación de hidrocarburos en este sistema lo constituyen los
sedimentos arcillosos de la Formación Midway (Cenozoico) que presenta un potencial generador
que fluctúa desde pobre en la porción occidental con valores de COT < 0.5 %, hasta bueno en la
porción oriental con valores de COT > 2%, que se acumularon en un ambiente reductor.
La materia orgánica es del Tipo III y varia de inmadura hasta sobre madura con valores de Ro > 0.5
hasta 4.0 % en el sentido W – E, esto es el resultado de mayor sepultamiento de estas rocas como
ocurre en el oriente de la cuenca (Figura 3.4).
De acuerdo a la figura 3.4, el área sin capacidad de generación comercial de hidrocarburos, tiene un
potencial generador pobre, forma la parte occidental del área, con COT<0.5 %, asociado a una
plataforma nerítica media. El área con un potencial generador regular, con COT de 0.5% a 1.0%,
está asociado a una plataforma nerítica externa.
El área con un potencial generador bueno (COT> 1.0 a 2.0%), está asociada con un ambiente de
depósito de borde de plataforma, por último, el área con el potencial generador muy bueno
(COT>2%), está asociado a un ambiente batial superior, donde las condiciones de preservación de
la materia orgánica fueron excelentes debido a su bajo nivel energético y escaso contenido de
oxigeno, destacando el mejor potencial generador en las áreas de Oasis-Pandura, Oriente de
Alcaravan, Fosa de Emú, norte de Lomacopa y oriente de Conquistador (Vizcarra – Martínez y
Aguayo, 2005).
3.3.2. M I G R A C I Ó N
El proceso de Migración en el sistema Jurasico Pimienta-Paleoceno Midway, es un proceso poco
conocido, pero se ha observado asociado a fallamiento normal y lateral que rompe y fragmenta las
estructuras mesozoicas, permitiendo la migración de gas seco profundamente generado en la
columna mesozoica, los cuales cargan tanto rocas almacenadoras mesozoicas (ejemplo: calizas
fracturadas de las formaciones Taraises y Méndez en el Campo Cadena) y cenozoicas (ejemplos
campos Emu y Alondra), asociados a tenues anomalías geotérmicas con gradientes <30 °C/km.
Las rocas almacenadoras del Paleoceno Midway (66.5-60 m.a) corresponden con depósitos en una
plataforma nerítica externa a batial superior en su parte inferior y en su parte superior es mas
somera, ocurriendo el depósito en plataformas de ambientes nerítico externo; también se tienen
depósitos de complejos abanicos submarinos de talud y de piso de cuenca, con espesores brutos de
hasta 110 m y de arenas netas saturadas con espesores promedio de 35 m. Los yacimientos
almacenados en rocas mesozoicas, ocurren en calizas de cuenca fracturadas de las formaciones
Taraises y Méndez.
La roca sello corresponde a una secuencia arcillo – arenosa con predominio de potentes secciones
arcillosas (lutitas – lutitas limoliticas) de amplia distribución que van aproximadamente de 20
hasta 100 metros, constituyen un magnifico sello, al cubrir las areniscas almacenadoras (Best –
Martínez y Monroy, 2008).
3.3.5. T R A M P A
Las trampas definidas para este subsistema Pimienta - Midway son del tipo estratigráfico
estructural, se tienen anticlinales mesozoicos afectados por fallas laterales y normales que actúan
como rutas de migración y que emplazan yacimientos en el Jurasico, Cretácico y Cenozoico.
Las rocas generadoras corresponden a las gruesas secuencias arcillosas de las formaciones Midway
y Wilcox del Paleoceno y Wilcox del Eoceno, considerándose esta ultima como la principal
secuencia generadora; el potencial generador de esta roca va de pobre a bueno en sentido W-E; ya
que sus facies varían en este mismo sentido desde salobres hasta nerítico externo e incluso batial
superior, con valores de COT que fluctúan entre < 0.5 a 2.0 % y materia orgánica del tipo III y II.
Con lo que respecta a su madurez, los valores de Ro varían entre < 0.5 % en la región occidental a
2.0 % en la porción central, ubicando a esta ultima en la ventana de generación de gas húmedo.
La capacidad de generación de gas de la Formación Paleoceno Wilcox varía desde pobre (C. O. T. <
0.5%), asociado a un ambiente salobre y nerítico interno, a regular (C. O. T. de 0.5-1.0%), asociado a
un ambiente nerítico medio; la mejor capacidad para generar, con potencial bueno (C. O. T. de 1.0 a
2.0%) ocurre en la parte más profunda de la cuenca asociado de ambientes nerítico externo a batial
superior (Ziga et al, 1198). El potencial generador de esta roca va de bueno a pobre en sentido W-E
(Figura 3.5). El tipo de materia orgánica para el Paleoceno Wilcox está formada por Kerógeno tipo
III y IV, por lo que solo produce gas seco y escaso condensado.
El potencial generador de E. Wilcox, varía desde pobre hasta bueno asociado a una cuenca cuyos
ambientes varían desde fluviales hasta batiales (Fig. 3.6) (Vizcarra – Martínez y Aguayo, 2005).
De acuerdo a la figura 3.6, en el norte del área, se tienen ambientes salobres, con potencial
generador bueno (COT de 1.0 a 2.0%), que podrían representar zonas paludales, asociados a un
drenaje fluvial sin capacidad de generación comercial (COT<0.5%). Hacia el oriente la cuenca se
profundiza, aumentando también su potencial generador, desde un potencial regular asociado a un
ambiente nerítico medio, hasta un potencial muy bueno (COT>2.0%), asociado a un ambiente batial
(Vizcarra – Martínez y Aguayo, 2005).
3.4.2. M I G R A C I Ó N
Las rutas de migración son de tipo vertical y lateral, probablemente se efectuó mediatamente a la
generación de los hidrocarburos a partir del Paleoceno Tardío – Eoceno Temprano (58.5 – 49.5
m.a.). El alineamiento de los campos de gas asociados a los sistemas de fallas regionales extensivas
que se han observado tanto en Texas como en la Cuenca de Burgos, sugiere que la migración de los
hidrocarburos está sujeta a un control estructural responsable de la distribución y espesor de los
cuerpos arenosos que constituyen los principales yacimientos, caracterizados por la mezcla de
metano de origen termogénico y biogénico con contenidos de gas húmedo que varían de 5 a 20 % ,
así como a la distribución y tamaño de las trampas, la madurez de los focos de generación de las
rocas generadoras y las rutas de migración que se tienen desde los focos de generación hasta las
trampas.
La principal roca almacenadora para este sistema la constituyen cuerpos de areniscas dentro de la
formación Wilcox, depositados en una ambiente de frente deltaico dominado por el oleaje. De
acuerdo a los resultados de los registros geofísicos, los intervalos probados tienen una porosidad
entre 10 y 15 %, es de tipo intergranular como intragranular y en ocasiones secundaria, móldica e
intercristalina, con una saturación de agua de 35 a 70 %. De acuerdo a los resultados de los análisis
de núcleos de pared, la porosidad es de entre 5 y 17%, con una permeabilidad que va de 0.0003 a
1.494 md. Los espesores brutos de la roca almacén fluctúan entre los 18 y 30 m, en tanto que sus
espesores netos lo hacen entre 5 y 15 m. Los sistemas regionales de fallas formadas por
deformación por extensión ejercieron una gran influencia en el depósito de estos cuerpos arenosos,
ya que originaron grandes depocentros en los bloques bajos de las fallas (Fig. 3.7).
De acuerdo a los registros de inducción la roca sello corresponde a lutitas con espesores que varían
de 50 a 200 m; dependiendo del pozo al que se esté refiriendo. También se tiene que a nivel
regional el play posee un sello arcilloso tanto en la parte superior, como en la porción inferior (Fig.
3.8).
3.4.5. T R A M P A
Para este sistema, los tipos de trampas dominantes son estructuras rollover, asociadas a las fallas
de crecimiento, así como cierres contra falla en bloques altamente compartamentalizados, que se
formaron entre 33.5 a 29.0 m.a. En la Fig. 3.9, se muestra en una sección sísmica los tipos de
trampas que existen en el área China – Barrilete.
El play Vicksburg – Frio es el más importante de la Cuenca de Burgos, se ubica en la parte oriental,
con un subsistema generador constituido por lutitas que fueron depositadas en ambientes batiales
de la formación Vicksburg, con un potencial generador bueno con valores de COT < 0.5 a 1 %,
producto de una mezcla de kerogenos del Tipo II y III y una madurez de 0.5 a 1.2 % de Ro. La
generación de hidrocarburos es principalmente una mezcla de metano termogénico con humedad
de 1 al 15% (Ziga, et al., 1999).
El área del Play Frío se restringe a una franja norte – sur en la parte central de la cuenca y cubre
aproximadamente 15, 000 Km2, presenta facies fluviales, fluvio – deltaicas, de frente deltaico y de
prodelta, y se encuentra afectado por fallas normales de expansión con caída al este. Por su mayor
producción destacan 6 campos en el Play Frío, siendo éstos: Francisco Cano, Treviño, Pascualito,
Reynosa, Brasil y Torrecillas.
La Formación Frío del Oligoceno es la más importante productora de gas no asociado ya que ha
aportado a la fecha el mayor porcentaje de los hidrocarburos provenientes de los campos de la
Cuenca de Burgos. Cabe señalar que de esta formación produce el Campo Reynosa el cual es un
gigante que a la fecha ha acumulado 2.2 MMMMPCG (billones de pies cúbicos de gas) (González –
Olivo y Aguayo, 2006).
El potencial generador del Olígoceno Vicksburg, varía de pobre (Carbono Orgánico Total < 0.5%) a
Regular (COT entre 0.5 a 1.0%), encontrándose en lutitas depositadas en un ambiente deltaico;
tienen un potencial generador pobre, sin capacidad de generación comercial debido a la intensa
biodegradación y oxidación, asociada a un ambiente de alta energía: mientras que las lutitas que se
depositan en el prodelta tienen un potencial generador regular. El tipo de Kerógeno corresponde
con una mezcla de Kerógeno tipo II (con tendencia a generar aceite y gas ) y tipo III (con tendencia
a generar solo gas); el índice de Hidrógeno tiene valores de 300 hasta casi 600 mg de HC/g de COT,
lo que indica la mejor calidad de matería orgánica detectada hasta el momento en la Cuenca de
Burgos, con capacidad para generar gran cantidad de condensados y de gas seco.
Las facies de lutitas marinas que se encuentran distribuidas en la columna sedimentaria en la
Formación Vicksburg, presentan un contenido de materia orgánica (Kerógeno) de bajo a alto, en su
mayor parte es continental, de tipo leñoso y carbonoso, con índices de alteración térmica de la
materia orgánica de moderada a fuerte, con una generación primordial de gas y condensado (García
– Esparza y Cuevas, 1999).
La cromatografía de gases obtenida de los pozos perforados en la franja productora del Eoceno
indica que son mezclas de metano biogénico-termogénico, con contenidos de humedad de 5-20%,
asociado con fuertes anomalías geotérmicas de 50-60 ºC/km (Ziga, 1977). Los principales campos
productores de gas asociados a este subsistema generador son: Arcos, Arcabuz-Culebra, Cuitlahuac,
Pípila y Simbad. Los yacimientos con gases expulsados en el Oligoceno también son mezclas de
metano biogénico-termogénico y gas húmedo, asociados con anomalías geotérmicas menores a 40
ºC/km. Los principales campos productores de gas asociados a este subsistema son: Reynosa,
Monterrey y Brasil (Oviedo – Lerma y Aguayo, 2007).
3.5.2 M I G R A C I Ó N Y SINCRONÍA
La migración de los hidrocarburos, se considera que se efectuó casi de manera inmediata a la
generación de los mismos. Los hidrocarburos se desplazaron de las lutitas generadoras hacia los
desarrollos arenosos más próximos, siguiendo una trayectoria corta, vertical ascendente y lateral a
través de las fallas de crecimiento. La edad de generación de los hidrocarburos y su migración se
estima en 35 millones de años (García – Esparza y Cuevas, 1999).
Los hidrocarburos almacenados en el Play Frío fueron originados a partir de focos de generación
profundos del Play Vicksburg. Estos hidrocarburos sufrieron una migración secundaria y se
entramparon en las areniscas del Frío, la sincronía se muestra en la figura 3.10 (García – Esparza y
Cuevas, 1999).
En la secuencia Vicksburg – Frio, las porosidades controlan un sistema de expansión de fallas
regionales de edad Oligoceno tardío- Mioceno temprano que actúan como rutas de migración que
alimentan principalmente a trampas combinadas formadas por estructuras rollover, fallas
antitéticas y en menor grado a trampas de carácter estratigráfico; las fallas son principalmente de
rumbo N-S de forma lístrica, formando bloques que segmentan a los yacimientos de la cuenca.
Para la Formación Frío se tiene como roca almacenadora, a los cuerpos arenosos con porosidades
promedio de 9 a 32 % y espesores netos de arena de 7 a 50 m; clasificados petrográficamente como
areniscas líticas y feldespáticas con porosidades visuales de moderadas a buenas. Hacia la parte
occidental de la cuenca de Burgos, la roca almacén consta de paquetes de areniscas, rodeadas y/o
cubiertas de limolitas y lutitas depositadas en ambientes deltaicos, tales como islas de barrera,
barras costeras, barras de desembocadura, canales distributarios y anastomosados. Mientras que
en la parte oriental, la roca almacén fue acumulada en canales y abanicos de piso de cuenca (Oviedo
– Lerma y Aguayo, 2007).
3.5.5 T R A M P A
Las trampas son del tipo estructural-estratigráfico y se encuentran conformadas por una secuencia
de desarrollos arenosos, depositados principalmente sobre los bloques bajos de las fallas de
crecimiento. Las trampas estructurales en rollover, asociadas a las fallas de crecimiento, tienen
cierres contra falla por reactivación de éstas y trampas combinadas con acuñamientos por cambios
laterales de facies; Un ejemplo de esto se muestra en la figura 3.11., donde se observan las trampas
características del campo Huizache.
3.6.1 A Ñ O 2 0 0 1
En este año, en la Cuenca de Burgos se incorporaron un total de 66.8, 173.7 y 317.7 miles de
millones de pies cúbicos de gas de reservas probadas, probables y posibles, respectivamente. Estos
resultados fueron obtenidos con descubrimientos realizados principalmente en los pozos
Kriptón-1, Ricos-1, Caudaloso-1 y Dulce-1, entre otros.
La producción promedio diaria de la Cuenca de Burgos durante este año fue alrededor de 1,000
millones de pies cúbicos de gas, que representa 21.9 por ciento de la producción total de gas del
país.
Asimismo, se reactiva la incorporación de reservas en los plays Yegua y Jackson de edad Eoceno,
con los hallazgos de los pozos Dulce-1, Numerador-1, Tilingo-1 y Líncer-1. A continuación se
presentan las características de los pozos más sobresalientes descubiertos en este año en la cuenca.
3.6.1.1 P O Z O R I C O S – 1
Este pozo exploratorio fue perforado para investigar la secuencia identificada originalmente en el
campo Francisco Cano, y para buscar trampas de tipo estratigráfico-estructural dentro de facies
deltáicas del play Frío Marino de edad Oligoceno.
La columna geológica perforada alcanzó 3,900 metros verticales y desde el punto de vista
estratigráfico, comprende sedimentos que van desde el Pleistoceno hasta el Oligoceno. El pozo
Ricos-1 tuvo producción comercial en las arenas de facies deltáicas del Oligoceno Frío Marino en
dos intervalos. La prueba de producción en el primer intervalo, con fracturamiento hidráulico,
produjo casi 7 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.
La litología de estos yacimientos consiste de areniscas de grano medio a fino, con una porosidad
promedio entre 14 y 18 % y una saturación de agua entre 48 y 51 %. Cabe destacar que en el
bloque donde se encuentra el pozo Ricos-1, se realizó un estudio de inversión sísmica con el
propósito de extrapolar las propiedades petrofísicas de los yacimientos y así, determinar la
extensión areal impregnada de gas.
El volumen original 3P de gas natural se ha calculado en 205.0 miles de millones de pies cúbicos. En
tanto, las reservas originales 1P, 2P y 3P alcanzan 13.3, 86.4 y 159.2 miles de millones de pies
cúbicos de gas, respectivamente.
3.6.1.2 P O Z O K R I P T Ó N – 1
Este pozo exploratorio fue perforado en una trampa de tipo estratigráfico-estructural, dentro de
facies deltaicas y fluvio deltaicas de los plays Frío No Marino y Vicksburg, ambos de edad Oligoceno.
Estructuralmente, el pozo quedó ubicado en la cima de un anticlinal seccionado, con orientación
Norte-Sur, limitado en el flanco occidental por la falla de crecimiento denominada Berrendo.
El pozo atravesó una columna de 3,720 metros verticales, abarcando desde el Pleistoceno hasta el
Oligoceno. Se ubicaron dos intervalos en donde se estableció producción comercial, y que
corresponden a facies deltáicas del Oligoceno Vicksburg y del Frío No Marino (Reservas de
hidrocarburos de México, 2002).
La litología en los yacimientos está compuesta por areniscas de grano medio a fino, con una
porosidad promedio de 18 % y una saturación de agua de 51 % para el intervalo más profundo, y
de 20 % de porosidad y 30 % de saturación de agua en el intervalo más somero. El volumen
original 3P de gas natural es de 59.6 miles de millones de pies cúbicos, mientras que sus reservas
1P, 2P y 3P son 12.8, 38.3 y 45.7 miles de millones de pies cúbicos de gas, respectivamente.
3.6.1.3 P O Z O C A U D A L O S O – 1
Este pozo exploratorio fue dirigido hacia una trampa de tipo estratigráfico-estructural dentro de
facies deltaicas y fluvio deltáicas del play Vicksburg de edad Oligoceno. Estructuralmente, el pozo
se ubicó cerca de la culminación de un anticlinal asimétrico y segmentado, cuya orientación es en
dirección Norte-Sur, limitado en el flanco Poniente por una falla de crecimiento con caída al Oriente
y al Este, por dos fallas secundarias, una con caída al Oriente y otra al Poniente, y que seccionan al
campo en varios bloques (Reservas de hidrocarburos de México, 2002).
La columna geológica perforada alcanzó 1,980 metros verticales, investigando del Mioceno
Catahoula hasta el Oligoceno Vicksburg. Como resultado de las pruebas realizadas, se estableció
producción comercial en arenas de facies deltaicas del Oligoceno Vicksburg. Adicionalmente, por
registros geofísicos de pozos se han incorporado reservas posibles a profundidades más someras.
La litología en los yacimientos descubiertos está compuesta por areniscas de grano medio a fino,
con una porosidad promedio de alrededor de 20 % y una saturación de agua de 53 % para los
intervalos probados, y 19 % de porosidad y 52 % de saturación de agua para los intervalos no
probados, y clasificados como reserva posible. El volumen original 3P de gas no asociado es de 36.2
miles de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas 1P, 2P y 3P son 2.2, 3.4 y 26.0 miles de
millones de pies cúbicos de gas, respectivamente.
3.6.1.4 P O Z O D U L C E – 1
El objetivo de este pozo exploratorio fue alcanzar una serie de trampas de tipo estratigráfico-
estructural dentro de facies deltaicas de las formaciones Yegua y Jackson de edad Eoceno. La
ubicación estructural del pozo corresponde a la cima del bloque más importante de la estructura, el
cual está limitado en los flancos occidental y oriental por fallas de crecimiento (roll over) con caída
al Oriente. Este pozo, alcanzó una profundidad de 1,650 metros verticales. Estratigráficamente, el
estilo predominante en el área está regido por la tectónica de fallamiento por crecimiento (roll
over) (Reservas de hidrocarburos de México, 2002).
La columna va del Oligoceno Frío No Marino hasta el Eoceno Superior Yegua. Desde el punto de
vista de producción, dos pruebas fueron realizadas para establecer producción comercial en las
arenas de facies deltaicas del Eoceno Jackson Medio e Inferior. La litología en los yacimientos
identificados consiste de areniscas de grano medio a fino, con una porosidad promedio de 19 % y
una saturación agua de 57 %. El volumen original 3P de gas natural es de 50.5 miles de millones de
pies cúbicos, con reservas originales 1P, 2P y 3P estimadas en 1.5, 11.6 y 35.7 miles de millones de
pies cúbicos de gas, respectivamente.
3.6.2 A Ñ O 2 0 0 2
En este año son de destacar al igual que en años anteriores, los resultados obtenidos en la Cuenca
de Burgos de la Región Norte, en donde los pozos Carretón-1, Dandi-1, Enlace-1, Levita-1,
Fundador-1, Garufa-1, Jazmín-1A, Líncer- 1, Pingüino-1, Ricos-101, Socavón-1, Surco-1 y Unicornio-
1, incorporaron junto con otros un total de 165.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natural
de reservas 2P (Reservas de hidrocarburos de México, 2003).
La Cuenca de Burgos sigue siendo el área más importante del país en términos de reservas y
producción de gas no asociado. Contiene 1,844.7, 1,099.4 y 1,583.8 miles de millones de pies
cúbicos de gas de reservas probadas, probables y posibles, respectivamente, es decir, alcanza 8.5,
5.0 y 7.3 por ciento de las reservas probadas, probables y posibles de gas no asociado del país. Esta
participación del total nacional ha permitido que su producción promedio diaria en este año
ascienda a un poco más de 1,000 millones de pies cúbicos de gas, es decir, representa 22.8 por
ciento de la producción total de gas del país, incluyendo gas asociado y no asociado.
Durante este año se adquirieron 2,637 kilómetros lineales de sísmica bidimensional y 499 de
kilómetros cuadrados de sísmica tridimensional. La interpretación de esta información ha
permitido fortalecer la cartera de localizaciones para los años subsecuentes, y asegurar la
producción de los volúmenes de reservas identificadas y por descubrir.
3.6.2.1 P O Z O L E V I T A – 1
Este pozo investigó la secuencia profunda del Paleoceno Midway en el área denominada Emú,
donde se encuentra el campo del mismo nombre. La estructura es un anticlinal orientado de Norte
a Sur, limitado por una falla hacia el Sur y por un cambio de facies hacia el Norte, mientras que al
Oeste se encuentra una falla de crecimiento.
La columna perforada alcanzó 3,036 metros verticales y desde el punto de vista estratigráfico,
comprende sedimentos que abarcan desde el Eoceno Recklaw que aflora hasta el Paleoceno
Midway. La producción comercial de gas se estableció después de probar dos intervalos, dentro de
facies de sistemas turbidíticos o de canales turbidíticos del Play Emú, de edad Paleoceno (Reservas
de hidrocarburos de México, 2003).
Durante la primera prueba de producción se midieron 5.2 millones de pies cúbicos diarios de gas
natural, y en la segunda se obtuvieron 2.2 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.
La litología en los yacimientos descubiertos está compuesta, en el intervalo más profundo por
areniscas de grano fino a medio, en tanto el otro intervalo se compone de areniscas de grano grueso
a medio. La porosidad promedio es de 18 y 14 %, con una saturación de agua de 51 y 48 % para
ambos intervalos, respectivamente.
El volumen original 3P de gas natural se ha calculo en 70.6 miles de millones de pies cúbicos,
mientras que las reservas originales 1P, 2P y 3P alcanzan 5.1, 23.4 y 51.9 miles de millones de pies
cúbicos de gas, respectivamente (Reservas de hidrocarburos de México, 2003).
3.6.2.2 P O Z O L Í N C E R – 1
La perforación de este pozo, tuvo como objetivo evaluar las facies deltaicas y fluvio deltaicas del
Play Yegua de edad Eoceno. El pozo estructuralmente se ubica en la cima de un anticlinal con suave
echado, y limitado por fallas de crecimiento (roll over) en sus flancos Norte-Sur.
La perforación del pozo Líncer-1 alcanzó 3,000 metros verticales, y estratigráficamente su columna
sedimentaria va del Oligoceno Frío Marino al Eoceno Yegua. Tiene producción comercial de gas en
tres arenas del Eoceno Yegua.
En la primera prueba de producción, la más somera, se obtuvieron 1.6 millones de pies cúbicos
diarios de gas natural y 32 barriles diarios de condensado; en la segunda prueba, la intermedia en
términos de profundidad, se produjeron 0.6 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, y en la
más profunda, la producción registrada fue de 1.4 millones de pies cúbicos diarios de gas natural y
40 barriles diarios de condensado (Reservas de hidrocarburos de México, 2003).
La litología en los yacimientos está compuesta, en general, por areniscas de grano medio a fino, con
una porosidad promedio de 26, 14 y 13 % y una saturación de agua de 56, 40 y 55 %, para los
intervalos productores. El volumen original 3P de gas natural es de 90.3 miles de millones de pies
cúbicos, en tanto las reservas originales 1P, 2P y 3P son 9.9, 23.8 y 35.7 miles de millones de pies
cúbicos de gas, respectivamente.
3.6.2.3 P O Z O F U N D A D O R – 1
Este pozo se perforó con la finalidad de alcanzar una serie de trampas de tipo estratigráfico-
estructural dentro de facies deltaicas de las formaciones Vicksburg, de edad Oligoceno Inferior. El
pozo se ubica en la culminación de una estructura anticlinal orientada de Norte a Sur, limitada en su
flanco Occidental y Oriental por sendas fallas de crecimiento (roll over).
La perforación de este pozo intersectó una columna de sedimentos clásticos hasta alcanzar más de
2,200 metros verticales. Estratigráficamente, la columna va del Oligoceno Vicksburg hasta la
formación Catahoula del Mioceno. Se presentan horizontes arenosos, esta presencia de cuerpos
arenosos fue confirmada con dos pruebas de producción que establecieron su producción
comercial en arenas de edad Oligoceno, en la formación Vicksburg.
El gasto de las pruebas de producción, combinando ambos yacimientos, llegó a 6.1 millones de pies
cúbicos diarios de gas natural y 79 barriles por día de condensado. La litología en los yacimientos
está compuesta por areniscas de grano medio a fino, con una porosidad promedio de 16 % y una
saturación de agua de 44.8 % en el primer intervalo (Reservas de hidrocarburos de México, 2003).
3.6.2.4 P O Z O E N L A C E – 1
El objetivo del pozo fue alcanzar una serie de trampas de tipo estratigráfico-estructural dentro de
facies de barras de la formación Midway de edad Paleoceno. La ubicación estructural del pozo
corresponde a la cima de una estructura anticlinal, limitada en sus flancos Occidental y Oriental por
fallas normales. La configuración estructural del yacimiento es asociado a las areniscas de la base
del Eoceno Wilcox, depositados en sistemas deltaicos de marea.
El pozo cortó una columna de sedimentos clásticos hasta alcanzar más de 3,100 metros verticales.
Estratigráficamente, la columna va del Eoceno Queen City al Cretácico Superior, el estilo
predominante en el área está regido por una tectónica de extensión, con fallamiento normal, que da
origen a la compartamentalización de la estructura (Reservas de hidrocarburos de México, 2003).
Las pruebas de producción indicaron la presencia de dos yacimientos comerciales en areniscas del
Paleoceno Midway y del Eoceno Wilcox. Las pruebas realizadas reportaron un gasto de 1.1
millones de pies cúbicos diarios de gas natural para el intervalo más profundo, mientras que para el
intervalo superior se reportaron 6 millones de pies cúbicos de gas natural y 20 barriles por día de
condensado.
La litología en los yacimientos está constituida por areniscas de grano medio a fino, con una
porosidad promedio de 14 y 20 %, y una saturación agua de 64 y 37% para el intervalo inferior y
superior, respectivamente. El volumen original 3P de gas natural es de 176.2 miles de millones de
pies cúbicos, en tanto las reservas originales 1P, 2P y 3P son 14.3, 58.4 y 149.8 miles de millones de
pies cúbicos de gas, respectivamente.
3.6.2.5 P O Z O P I N G Ü I N O – 1
La perforación del pozo tuvo como objetivo evaluar los abanicos profundos del Paleoceno Midway
identificados al Occidente del campo Alondra. El pozo estructuralmente se ubica en la cima de un
anticlinal con suave echado y limitado por fallas normales en sus flancos Este y Oeste.
La trampa tiene una componente principalmente estratigráfica, con cierre por cambio de facies. El
pozo perforó más de 2,100 metros verticales, y la columna geológica estratigráficamente va del
Eoceno Recklaw, que aflora, hasta el Paleoceno Midway. Los datos de la prueba de producción
indican un gasto inicial de 1.5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.
La litología en el yacimiento está caracterizada por areniscas de grano medio a fino, con una
porosidad promedio de 18 % y una saturación de agua de 46 %. El volumen original 3P de gas
natural es de 54.5 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas originales 1P, 2P y 3P son
de 2.4, 10.0 y 33.8 miles de millones de pies cúbicos de gas, respectivamente (Reservas de
hidrocarburos de México, 2003).
3.6.3 A Ñ O 2 0 0 3
En este año se descubrió un volumen de reservas 3P de 164.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, 705.4 miles de millones de pies cúbicos de gas, que representa 61.9 % de la
totalidad de reservas 3P encontradas en la Región Norte en 2003.
Asimismo, es relevante enfatizar el descubrimiento del pozo exploratorio Nejo-1, que reveló la
existencia de un yacimiento de aceite supe ligero de 46 °API a una profundidad de 2,650 metros. La
incorporación estimada en este último pozo asciende a 28.8 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente de reservas 3P, o 150.0 miles de millones de pies cúbicos de gas (Reservas de
hidrocarburos de México, 2004).
También, es importante destacar en la Cuenca de Burgos los éxitos obtenidos en los pozos
exploratorios Granaditas-1, Ecatl-1, Genoma-1. Patriota-1, Anona-1, Pesero-1, Dragón-1, Viernes-1,
Integral-1, Valioso-1, Ita- 1 y Filadelfia-1, los cuales aportaron un volumen agregado de reservas 3P
de 384.7 miles de millones de pies cúbicos de gas, o 83.8 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. Los pozos más importantes perforados y con resultados mayormente significativos son
descritos a continuación.
3.6.3.1 P O Z O P A T R I O T A – 1
Las trampas son de tipo estratigráficas y combinadas, las cuales muestran cierre contra falla en la
dirección Oeste-Este y cambios laterales de facies en dirección Norte-Sur. Las fallas principales son
de crecimiento con caída al Oriente y las fallas menores son normales y antitéticas.
El pozo alcanzó 3,530 metros verticales, y la columna estratigráfica abarca del Eoceno Medio al
Mioceno Catahoula. La litología en los yacimientos está constituida por areniscas de grano medio a
fino, intercaladas en sedimentos arcillosos (Reservas de hidrocarburos de México, 2004). El
yacimiento productor está constituido por areniscas de grano medio a fino, con una porosidad
promedio de 16 % y una saturación de agua de 46 %.
La prueba de producción realizada aportó un gasto inicial de 6.1 millones de pies cúbicos por día de
gas. El volumen original 3P de gas natural es de 145.6 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las
reservas originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 2.0, 45.1 y 56.6 miles de millones de pies cúbicos
de gas, respectivamente.
3.6.3.2 P O Z O N E J O – 1
El pozo perforó 3,709 metros verticales y la columna estratigráfica cortada va del Oligoceno Frío
Marino al Plioceno-Pleistoceno que aflora. Los yacimientos están constituidos por areniscas de
grano medio a fino y areniscas limolíticas, y corresponden al Play Frío de edad Oligoceno. Para el
Play Frío, la distribución y el espesor de las areniscas indican que existieron dos principales aportes
sedimentarios: el más importante es el asociado con la evolución del ancestro del Río Bravo, y otro
de menor magnitud proveniente del Suroeste, a la altura de la Ciudad de San Fernando, que se
considera como el principal alimentador de clásticos de la porción Sureste del área (Reservas de
hidrocarburos de México, 2004).
Cabe hacer notar, que este pozo es el descubrimiento más importante de los últimos cinco años en
la Cuenca de Burgos, al haber identificado durante la etapa de terminación cinco intervalos
productores, notablemente dos de arenas limolíticas con presencia de aceite superligero de 46
°API. Las arenas productoras tienen porosidad promedio de 14 % y una saturación de agua que va
del 48 al 56 %. El volumen original 3P de aceite fue de 45.2 millones de barriles y el gas natural es
484.7 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas originales de petróleo crudo
equivalente 1P, 2P y 3P estimadas fueron de de 4.6, 35.4 y 81.0 millones de barriles,
respectivamente.
3.6.3.3 P O Z O D R A G Ó N – 1
Este pozo exploratorio está a 17 kilómetros al Noreste de la Ciudad de Reynosa, Tamaulipas y está
ubicado estructuralmente en la porción central del alineamiento formado por la falla regional de
expansión de la formación Jackson del Eoceno Tardío, que presenta una dirección Norte-Sur con
desplazamiento al Oriente. La estructura muestra al Oeste, cierre contra falla y en las demás
direcciones el cierre es estructural. La perforación del pozo tuvo como objetivo evaluar el potencial
de gas comercialmente explotable en arenas de barras costeras del Play Jackson del Eoceno
Superior.
El pozo perforó 4,500 metros verticales y la columna geológica estratigráfica va del Eoceno Medio
al Mioceno Inferior que aflora. El yacimiento productor se estableció en el Eoceno Superior dentro
del play Jackson, en donde la columna sedimentaria se divide en tres miembros. La inferior y
superior están caracterizadas por ser predominantemente arcillosas, mientras que el miembro
medio es normalmente arenoso. El modelo sedimentario para este play consiste de una serie de
barras arenosas elongadas, características de una plataforma nerítica (Reservas de hidrocarburos
de México, 2004).
El yacimiento productor está constituido por areniscas de grano medio a fino con una porosidad
promedio del 13 % y una saturación de agua de 56 %. La prueba de producción realizada aportó un
gasto inicial de 6.7 millones de pies cúbicos por día de gas. El volumen original 3P de gas natural fue
de 161.0 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas originales 1P, 2P y 3P estimadas
fueron de 8.8, 39.5 y 113.1 miles de millones de pies cúbicos de gas, respectivamente.
3.6.4 A Ñ O 2 0 0 4
En este año se incorporaron reservas de gas no asociado con los pozos Cúpula – 1, Vagabundo – 1,
Tequis – 1, Visir – 1, Talud – 1, Azabache – 1, Pame – 1, Santander – 1, Casta – 1, Bayo – 1, Patlache –
1 y Nejo – 101, los cuales aportaron un volumen agregados de reservas 3P de 417.5 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, que equivalen a 93.0 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente.
3.6.4.1 P O Z O SANTANDER – 1
Geológicamente, se ubica en la porción Oriente de la Cuenca de Burgos dentro de la faja del
Oligoceno. Su objetivo fue evaluar el potencial de hidrocarburos en los sistemas deltaicos
progradantes, correspondientes al Play Vicksburg del Oligoceno. La geología estructural se ubica en
un alineamiento estructural con dirección Norte – Sur que es parte de la falla de expansión del
Oligoceno.
El pozo alcanzó 3,550 metros verticales, y la columna estratigráfica abarca del Oligoceno en la
formación Vicksburg al Mioceno dentro de la formación Catahoula que aflora. La columna
estratigráfica atravesada está constituida de capas de lutitas, arenas y areniscas, en tanto la
litología en los yacimientos está constituida por areniscas de grano medio a fino, intercaladas en
sedimentos arcillosos depositados en una serie de deltas.
3.6.4.2 P O Z O PATLACHE – 1
La geología estructural dentro de esta área y a nivel del objetivo principales es de trampas
combinadas dentro de una estructura que presenta su eje principal con dirección preferencial de
Noroeste a Suroeste. El cierre de la estructura es contra falla al Este y cortada por una discordancia
erosional hacia el Norte (Reservas de hidrocarburos de México, 2005).
El pozo alcanzó la profundidad total de 4,600 metros, y atravesó una columna sedimentaria que va
del Eoceno Inferior en la formación Wilcox al Mioceno que aflora, representado por la formación
Catahoula. Con este pozo se encontró un nuevo play en el Eoceno inferior, donde la roca almacén se
asocia a sistemas de abanicos submarinos.
El yacimiento está contenido en una trampa de tipo combinada dentro de una estructura que
corresponde al flanco de un anticlinal con cierre contra falla al Este y cortado por una discordancia
erosional hacia el Norte. A nivel del pozo y de acuerdo a la interpretación de los registros geofísicos
el sello corresponde a lutitas del Eoceno.
A nivel regional, la roca sello está constituida por una secuencia de lutitas bentoníticas de edad
Eoceno y de amplia distribución regional. El yacimiento productor está constituido principalmente
de areniscas de color gris claro, de grano medio de cuarzo y con un porcentaje menor de lutita. Los
yacimientos presentan una porosidad que varía de un 14 hasta un 19 % que es de tipo
intergranular intragranular (Reservas de hidrocarburos de México, 2005).
3.6.5 A Ñ O 2 0 0 5
A continuación se describan las características principales de los pozos más importantes
perforados en este año en la Cuenca de Burgos.
3.6.5.1 P O Z O ANTIGUO – 1
El objetivo fue evaluar el potencial de hidrocarburos en los sistemas de canales y barras de barrera
correspondientes al Play Wilcox del Eoceno, en donde resultó el pozo Antiguo – 1 productor de gas
natural no asociado.
El pozo está localizado en un bloque que se encuentra limitado por dos fallas de tipo normal, una al
Oriente y la segunda al Occidente. Los cierres al Norte y Sur se deben a características estructurales.
El pozo se perforó hasta cortar una columna geológica que va del Paleoceno Wilcox hasta el Eoceno
Weches que aflora, con una profundidad total de 2,492 metros. Como es clásico de la Cuenca de
Burgos, la secuencia se compone en su mayor parte por una alternancia de lutitas y areniscas
(Reservas de hidrocarburos de México, 2006).
El modelo geológico propuesto para la arena productora se interpreta como un canal relleno de
arenas erosionado y por un complejo de islas de barrera.
El yacimiento se encuentra entre 2,310 a 2,320 metros, y corresponde a la formación Wilcox del
Eoceno. En este intervalo se estableció producción comercial de gas natural no asociado con un
gasto inicial de gas de 5 millones de pies cúbicos por día y 46 barriles por día de condensado. El
yacimiento productor está constituido por areniscas gris claro y gris obscuro de granos finos de
cuarzo, sub redondeados, regularmente calcáreo.
La porosidad y saturación de agua promedio son 21.3 y 25.6 %, respectivamente. Las reservas de
gas y condensado corresponden a areniscas de la formación Wilcox del Eoceno. El volumen original
3P de gas natural es 31.1 miles de millones de pies cúbicos. Las reservas estimadas en las
categorías 1P, 2P y 3P son 2.3, 10.2 y 22.7 miles de millones de pies cúbicos de gas,
respectivamente.
3.6.5.2 P O Z O ANTIGUO – 8
El pozo atravesó la columna geológica de la formación Wilcox del Paleoceno a la formación Recklaw
del Eoceno, con una profundidad total de 2,492 metros. El modelo geológico en el intervalo 1,878 –
1,896 metros corresponde a la formación Wilcox del Eoceno, y forma parte de un conjunto de
parasecuencias de grano decreciente hacia arriba. Se relacionan con canales de marea progradando
a través de las islas de barreras (Reservas de hidrocarburos de México, 2006).
La roca generadora de hidrocarburos para esta área corresponde a las lutitas pertenecientes a la
formación Wilcox del Eoceno, con buenas características de roca generadora, conteniendo
considerable acumulación de materia orgánica tipo III, con rangos de carbono orgánico total entre
13 y 43 % y un índice de potencial generador moderado.
La roca sello de acuerdo a la interpretación de los registros geofísicos corresponde a lutitas con
espesores de aproximadamente 120 metros. La trampa es de tipo combinada limitada por dos fallas
normales con rumbo Noreste a Suroeste, mientras que estratigráficamente se ubica en la porción
distal de la zona de expansión.
El yacimiento productor está constituido por arenisca de color claro de granos finos de cuarzo,
subangulosos, regularmente clasificados, con una porosidad promedio de 20 %, permeabilidad de 3
milidarcies y una saturación de agua de 39%.
El pozo resultó productor de gas y condensado en areniscas de la formación Wilcox del Eoceno. El
volumen original 3P de gas natural es 30.4 miles de millones de pies cúbicos. Las reservas
estimadas de gas natural 1P, 2P y 3P son 8.6, 14.0 y 24.3 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente (Reservas de hidrocarburos de México, 2006).
3.6.5.3 P O Z O PLATINADO – 1
La estructura está acotada al Poniente por una falla de crecimiento con rumbo Noroeste a Sureste.
El pozo atravesó la columna geológica constituida por sedimentos que van de la formación Wilcox
del Eoceno inferior hasta la Jackson del Eoceno Superior, alcanzando una profundidad de 4,250
metros. Las facies reconocidas a nivel del yacimiento, son sistemas depositacionales de playa e islas
de barrera progradacionales. La roca sello de acuerdo a la interpretación de registros, corresponde
a lutitas con espesores de más de 100 metros.
La trampa es de tipo combinada con cierre contra falla al Poniente y por buzamiento en las demás
direcciones. Se estableció producción comercial de gas natural en el intervalo 3,335 – 3,255 metros
correspondiente a la formación Queen City del Eoceno, con un gasto inicial de 1.8 millones de pies
cúbicos de gas por día.
El yacimiento productor está constituido por arenas gris claro de grano fino de cuarzo,
subredondeados, regularmente clasificados, moderadamente consolidadas con cemento calcáreo,
con porosidad y saturación promedio de 17 y 58 %, respectivamente.
El pozo incorporó reservas de gas natural en areniscas dentro de la formación Queen City del
Eoceno Medio. El volumen original 3P de gas natural es de 119.8 miles de millones de pies cúbicos.
La reserva estimadas en las categorías 1P, 2P y 3P son 3.4, 3.4 y 63.5 miles de millones de pies
cúbicos de gas, respectivamente (Reservas de hidrocarburos de México, 2006).
3.6.5.4 P O Z O COBRES – 1
La roca sello de acuerdo a los registros geofísicos analizados corresponde a lutitas con espesores de
aproximadamente 40 metros, la trampa es de tipo estructural, limitada por fallas normales. El
yacimiento (2,945 – 2,955 y 2,930 – 2,938 metros), consiste de areniscas de la formación Frío
Marino de color gris claro y gris oscuro de granos finos de cuarzo, subredondeados, regularmente
clasificados, con una porosidad promedio de 18 %, una permeabilidad de 3 milidarcies y saturación
de agua de 57 %.
El pozo resultó productor de gas y condensado en areniscas dentro de la formación Frío marino del
Oligoceno. El volumen original 3P de gas natural es 41.2 miles de millones de pies cúbicos de gas.
Las reservas estimadas en las categorías 1P, 2P y 3P son 3.2, 20.4 y 34.3 miles de millones de pies
cúbicos de gas, respectivamente.
3.6.6 A Ñ O 2 0 0 6
En este año la Cuenca de Burgos contribuyó con reservas de gas no asociado de los pozos Rusco-1,
Fogonero-101, Hidalgo-1, Mareógrafo-1, General-8, Cachas-1, Cheché-1, Quintal-1, Explorador-115,
Rosal-2, Antiguo-7, Arcabuz- 560 y Algodonero-1, los cuales aportaron un volumen de reservas 3P
de 351.8 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que equivalen a 67.3 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente.
3.6.6.1 P O Z O GENERAL – 8
Se localiza 130 kilómetros al Noroeste de la ciudad de Reynosa, Tamaulipas, dentro del área
correspondiente al proyecto de inversión Burgos Presa Falcón, en el cubo sísmico 3D Emú Sur. El
objetivo fue establecer producción de hidrocarburos en arenas de sistemas de abanicos de talud del
Paleoceno Wilcox y Paleoceno Midway. Estructuralmente está localizado en el bloque contiguo del
Campo Gigante. Este bloque está limitado por dos fallas normales con rumbo Noreste a Suroeste y
vergencia al Oriente (Reservas de hidrocarburos de México, 2007).
El pozo atravesó la columna geológica de la formación Midway del Paleoceno a la formación Wilcox
del Eoceno, que se encuentra aflorando con una profundidad total de 1,769 metros desviados, que
equivale a 1,701 metros verticales. La arena productora es parte de un conjunto de sistemas de
abanicos de talud de grano decreciente hacia la cima y hacia la base grano crecientes y de tipo
bloque.
El yacimiento aportó una producción inicial de 12.1 millones de pies cúbicos de gas. El pozo resultó
productor de gas seco en areniscas de la formación Midway del Paleoceno. El volumen original 3P
de gas natural es de 58.1 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas originales 1P, 2P y
3P estimadas son de 18.9, 21.5 y 40.4 miles de millones de pies cúbicos de gas, respectivamente
(Reservas de hidrocarburos de México, 2007).
3.6.6.2 P O Z O MAREÓGRAFO – 1
Se localiza a 102 kilómetros al Suroeste de la ciudad de Reynosa dentro del área correspondiente al
proyecto de inversión Burgos-Herreras en el cubo sísmico 3D China-Duna. El objetivo fue evaluar e
incorporar reservas de gas seco en areniscas del play Wilcox y Midway de edad Paleoceno.
La estructura del pozo se sitúa en un alineamiento estructural en los que se encuentran los campos
Calabaza y China al oriente del campo Duna. El pozo se perforó con una profundidad total de 2,977
metros, cortó una columna geológica que consiste de sedimentos que van de la formación Midway
del Paleoceno hasta la formación Queen City del Eoceno que se encuentra aflorando. La arena
productora 2,836 es de facies asociados a sistemas de abanicos de piso de cuenca, alimentados por
canales distributarios.
La roca sello de acuerdo a la interpretación de registros corresponde a lutitas con espesores de 100
metros, que se encuentran ampliamente distribuidas en la cuenca. La trampa es de tipo
estratigráfica con fuerte componente estructural, al Occidente y al Oriente presenta cierre contra
falla. La roca almacén está constituida principalmente por areniscas de grano fino de cuarzo,
subredondeados, regularmente clasificados, con cementante calcáreo (Reservas de hidrocarburos
de México, 2007).
El yacimiento productor aportó un gasto inicial de 6.6 millones de pies cúbicos por día, en el
intervalo 2,836-2,849 metros correspondiente a la Formación Midway, que está constituido por
areniscas gris claro de grano fino de cuarzo, subredondeados, regularmente clasificados, con
cementante calcáreo, con una porosidad promedio de 19 %, una permeabilidad de 0.5 milidarcies y
una saturación de agua de 19 %.
El pozo incorporó reservas de gas seco en areniscas de la formación Midway del Paleoceno. El
volumen original 3P de gas natural es de 175.2 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las
reservas originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 11.3, 36.6 y 113.9 miles de millones de pies
cúbicos de gas, respectivamente.
3.6.7 A Ñ O 2 0 0 7
A continuación se presentan las características de los pozos más importantes, perforados en la
Cuenca de Burgos en el año 2007.
3.6.7.1 P O Z O BATO – 1
El pozo se perforó hasta alcanzar 5,500 metros de profundidad, la columna geológica penetrada
está constituida por sedimentos que van de la formación Vicksburg del Oligoceno hasta el Plio-
Pleistoceno que se encuentra aflorando. Tres pruebas de producción resultaron satisfactorias y
corresponden a la formación Vicksburg de edad Oligoceno.
El modelo geológico que se interpretó para las rocas del primer intervalo, es el de facies de barras
asociadas a un sistema fluvio deltaico. Para los otros dos intervalos, se interpretan como de facies
de tipo canalizadas (Reservas de hidrocarburos de México, 2008).
La roca sello del play corresponde a paquetes arcillosos con espesores considerables de hasta 100
metros, de acuerdo a la interpretación de registros, núcleos y muestras de canal. La trampa está
asociada a la rotación de bloques producida por la falla de crecimiento. En el lado del bloque bajo
de la falla se encuentra la zona donde se desarrollan las trampas en los diferentes niveles
estratigráficos, los desarrollos arenosos se acuñan conforme se alejan de la falla principal limitando
la extensión de la trampa.
El volumen original 3P de gas es 61.8 miles de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas
originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 10.2, 19.9 y 37.0 miles de millones de pies cúbicos de gas,
respectivamente (Reservas de hidrocarburos de México, 2008).
3.6.8 A Ñ O 2 0 0 8
A continuación se explica el detalle de los descubrimientos más relevantes en la Cuenca de Burgos
durante en 2008.
3.6.8.1 P O Z O CALI – 1
Se localiza aproximadamente a 33 kilómetros al Suroeste de la ciudad de Reynosa, en el municipio
de Gustavo Díaz Ordaz, Tamaulipas. El objetivo del pozo fue incorporar reservas de gas en
secuencias arenosas deltaicas, asociadas a un complejo progradante de barras de desembocadura y
canales distributarios dentro del play Jackson de edad Eoceno.
El pozo fue terminado en una estructura asociada a un bloque alto, adyacente a una falla de
crecimiento del Eoceno Jackson y producida por la convergencia de dos segmentos de falla
extensionales, con inclinación hacia el Oriente, dando lugar a una estructura de tipo rampa de
relevo (Reservas de hidrocarburos de México, 2009).
La trampa es de tipo estructural con componente estratigráfica y está asociada a un alto estructural
con cierre contra falla. La acumulación de sedimentos estuvo privilegiada hacia los márgenes de la
falla producto de la expansión; derivado de ello, la mayor acumulación de sedimentos ocurrió hacia
los bloques bajos de los segmentos de falla.
El pozo fue perforado hasta alcanzar una profundidad de 2,411 metros bajo el nivel del mar. La
columna geológica atravesada está constituida por sedimentos que van desde la formación Jackson
Medio de edad Eoceno, hasta la formación Frío No Marino del Oligoceno, misma que se encuentra
aflorando. Una prueba de producción resultó positiva dentro de la formación Jackson Medio. El
modelo geológico de estas arenas, que muestran características similares en los registros geofísicos,
fue el de barras de desembocadura asociadas a un delta dominado por olas.
La roca almacén en estos yacimientos está litológicamente compuesta por areniscas de grano fino,
de cuarzo y fragmentos líticos, subredondeados y regularmente clasificados.
La roca generadora de hidrocarburos para esta zona corresponde a las lutitas pertenecientes a la
formación Wilcox del Paleoceno, con buenas características para la generación de hidrocarburos, ya
que contiene una cantidad considerable de materia orgánica.
La roca sello para este play corresponde a paquetes arcillosos con espesores considerables, de
hasta 200 metros, pertenecientes a la formación Jackson Superior. Esto ha sido corroborado con
datos de registros geofísicos y muestra de canal.
Los yacimientos están constituidos por areniscas de grano fino de cuarzo y fragmentos líticos, con
una porosidad promedio de 20 %, saturación de agua de 44% y permeabilidad de 5 milidarcies. En
este tipo de arenas, los valores de porosidad que se presentan generalmente son buenos, tales
como los obtenidos en este yacimiento. En la prueba de producción realizada, el pozo alcanzó un
gasto inicial de 23.1 millones de pies cúbicos de gas por día.
El volumen original 3P de gas es de 230.1 miles de millones de pies cúbicos, en tanto que las
reservas originales 1P, 2P y 3P, estimadas son 22.0, 22.0 y 160.7 miles de millones de pies cúbicos
de gas, respectivamente (Reservas de hidrocarburos de México, 2009).
CAPÍTULO 4
MÉTODOS DE PERFORACIÓN
4.1. I N T R O D U C C I Ó N
La ubicación natural de los yacimientos petroleros, es por su origen, generalmente con alto nivel de
incertidumbre. En una etapa inicial la perforación se ideo de tal manera, que una vez ubicada la
formación productora, se busca situarse en un punto de la superficie terrestre en línea
perpendicular al plano horizontal definido por el yacimiento, posteriormente se establecía la
comunicación entre este y la superficie por medio de la perforación de un pozo, a este tipo de
perforación se le conoce como perforación vertical (Mendoza y Pichardo, 2000).
Con el incremento de los trabajos de perforación y por las diferentes características de los
yacimientos, surgieron diversos obstáculos que impidieron la aplicación de la perforación vertical;
como ocurre con los yacimientos que se encuentran por debajo de áreas inaccesibles verticalmente
(zonas urbanas o zonas restringidas ecológicamente, como lagunas, ríos, pantanos o montañas).
Consecuentemente, la forma posible para explotar estos yacimientos es a través de pozos
direccionales, perforados desde una localización ubicada a cientos de metros del yacimiento. Por
otro lado, el desarrollo de yacimientos marinos resultaría incosteable si no fuese posible perforar
varios pozos direccionales desde una misma plataforma. Adicionalmente, la perforación direccional
nos permite solucionar problemas mecánicos que suelen presentarse al perforar (pescados,
colapsos de TR’S, etc.) y la reubicación de objetivos.
Debido a que este proceso es general, puede aplicarse para el diseño de cualquier tipo de pozo y
cuyo único requerimiento consiste en aplicar la tecnología adecuada en cada etapa. La planeación
de la perforación de un pozo, requiere de la integración de ingeniería, seguridad, ecología, costo
mínimo y utilidad.
El objetivo de la perforación es construir un pozo útil, que corresponde con un conducto desde el
yacimiento hasta la superficie que permita su explotación racional en forma segura y al menor
costo posible (Un siglo de la perforación en México, 2000).
Para poder perforar un pozo, se requiere de uno o más puntos para ubicar la trayectoria que debe
de seguir un pozo, las coordenadas nos indicarán la posición desde la cual se inicia la perforación y
otra coordenada nos indicará el punto en el que se localiza el objetivo definiendo así, si el pozo será
vertical o direccional; sin embargo, es posible que un pozo sea perforado para alcanzar más de un
objetivo.
La selección del equipo de perforación adecuado es otro aspecto importante, ya que al no contar
con el que se ajuste a las necesidades de acuerdo al proyecto, podemos encontrarnos en la
situación de estar limitados o excedidos de él. El equipo de perforación tiene dos funciones básicas,
la primera es subir y bajar la tubería, barrenas y otros equipos dentro del pozo, la segunda función
es proporcionarle rotación a la sarta de perforación.
En casi todos los casos, por lo menos uno de los criterios de selección del equipo no se cumple y por
lo tanto la perforación se llevara a cabo bajo condiciones limitadas (Varilla, 2008). El proceso de
selección del equipo adecuado consiste en determinar la capacidad de operación mínima necesaria
del equipo, esto es de acuerdo con los requerimientos y experiencia en pozos ya perforados en la
zona.
Durante la planeación de un pozo, se deben seleccionar los tipos de barrenas a usarse de acuerdo a
las características de la formación y al diseño actual que se tenga. Hoy en día, existen diversos tipos
de barrenas para la perforación de un pozo. Uno de los objetivos en la selección de barrenas es la de
reducir los costos de perforación.
Los nuevos desarrollos en la tecnología de las barrenas facilitan la selección de una barrena
adecuada a la formación, logrando así un mayor nivel de operación. Para la planeación del
programa de barrenas de un pozo a perforarse, se procede como sigue (Un siglo de la perforación
en México, 2000):
a) El ingeniero de diseño encargado de la planeación del pozo, deberá de llevar a cabo una
selección inicial de las barrenas, basado en los objetivos, riesgos y geometría.
b) Se debe efectuar un estudio detallado de los registros de barrenas de los pozos vecinos, para
que el programa sea un promedio del área.
c) El programa de barrenas y los programas operacionales deberán de afinarse, para lograr que
el pozo a perforar rebase la operación promedio del área.
El objetivo del diseño de las sartas, es dar a conocer los diferentes tipos de sartas de perforación,
programadas durante las etapas de perforación y terminación de un pozo. En todo diseño de sartas
se deben de considerar las siguientes herramientas que son fundamentales para la perforación de
un pozo (Un siglo de la perforación en México, 2000):
Otro de los aspectos importantes en el diseño de un pozo, es la selección del fluido de perforación.
Parte de los problemas que ocurren durante la perforación de los pozos, están relacionados directa
o indirectamente con el tipo y las propiedades de dicho fluido.
Dentro de los problemas, que se pueden generar, se encuentran las pérdidas de circulación, los
brotes, resistencias, atrapamientos de sarta por inestabilidad de la formación, pegaduras por
presión diferencial, bajos ritmos de penetración y daño a la formación productora.
La selección del fluido de perforación, debe hacerse de acuerdo a las condiciones y problemáticas
específicas del campo a perforar. Cada etapa del programa se debe de analizar detalladamente. Los
problemas registrados en los pozos vecinos, dan indicios de las áreas de oportunidad, que se deben
enfocar a fin de optimizar el programa de fluidos. Mediante una adecuada selección, se puede
eliminar una buena parte de los problemas mencionados (Un siglo de la perforación en México,
2000).
Por otra parte es importante evitar el daño, que el lodo ocasione a la formación para posteriores
estudios, como la toma de registros, que pueden verse afectados por el enjarre del lodo que se
acumule en la pared del pozo (Varilla, 2008).
Desde la planeación del pozo, se incluye un programa para la toma de información, que consiste en
determinar los intervalos o profundidades en los que se van a correr registros geofísicos de pozo, se
cortan núcleos y se efectúa alguna prueba de formación o producción (Un siglo de la perforación en
México, 2000). Con esta información obtenida podemos determinar la columna geológica,
características de las formaciones atravesadas y también las características de los fluidos
contenidos en ellas.
Los núcleos son fragmentos de roca relativamente grandes, que son cortados por barrenas
especiales. Un núcleo proporcionará mayor información sobre la litología y contenido de los fluidos,
siempre y cuando no esté contaminado; para evitar la contaminación se utilizan lodos especiales y
al recuperarlo en la superficie, es necesario meterlo en una manga protectora para preservarlo y
llevarlo al laboratorio para su análisis.
El corte de núcleos se puede realizar de diferentes maneras, como son el muestreo convencional,
muestreo de diamante, muestreo con cable, muestreo con circulación inversa y muestreo de pared.
La obtención de núcleos es considerado como un método directo y la obtención de datos mediante
registros geofísicos como un método indirecto.
La prueba de formación, consiste en hacer una terminación temporal del pozo y de ésta manera
provocar que la formación se manifieste. Para lograr esto es necesario crear una presión diferencial
a favor de la formación; para crear esta presión diferencial se necesita aislar la formación que va a
ser probada, suprimiendo la presión hidrostática.
El objetivo de las pruebas de formación es el de crear las condiciones favorables para que fluya la
formación productora y, de esta manera, obtener la información del comportamiento de las
propiedades de los fluidos y la formación.
La prueba de producción, tiene la característica que se realiza con una tubería de revestimiento
cementada y la mayoría de las veces se realizan las perforaciones para comunicar la formación con
el pozo.
La operación es la misma que en una prueba de formación, pero aquí se tiene la ventaja de que el
intervalo a probar quedará bien aislado, mediante un sello perfecto del empacador con la tubería de
revestimiento (Principios de terminación de pozos, capitulo 1).
La determinación de los costos afecta en gran medida la realización de cualquier proyecto, en este
análisis se deben de tener contemplados, cuando menos los aspectos siguientes:
Es importante considerar que si no existe una buena localización, varios de los aspectos ya
mencionados elevaran el costo, lo mismo ocurrirá si se modifica la profundidad del pozo (Varilla,
2008).
4.4.1 A N T E C E D E N T E S.
La perforación direccional tuvo sus inicios en la década de los años veinte del siglo pasado, ya que
en 1930 se perforo el primer pozo direccional controlado en Huntington Beach, California. En
nuestro país, el primer pozo direccional registrado, fue perforado en 1960 en las Choapas,
Veracruz (Un siglo de la perforación en México, 2000).
En sus principios, esta tecnología surgió como una operación de remedio, la cual se ha seguido
desarrollando, de tal manera que ahora se considera una herramienta de gran utilidad para la
optimización de yacimientos.
Actualmente en la Cuenca de Burgos se hace uso de la perforación direccional para evitar fallas,
fracturas y también para acceder a yacimientos que se encuentren juntos, utilizando el mismo
pozo.
4.4.2 D E F I N I C I Ó N
La perforación direccional se define como la práctica de controlar la dirección e inclinación de un
pozo a una ubicación u objetivo debajo de la superficie, y un pozo direccional es aquel que se
perfora a lo largo de una trayectoria planeada para alcanzar el yacimiento en una posición
predeterminada, localizada a determinada distancia lateral de la localización superficial del
equipo de perforación.
Para alcanzar el objetivo es necesario tener control del ángulo y la dirección del pozo, las cuales son
referidas a los planos vertical (inclinación) y horizontal (dirección) (Bourgoyne, 1991).
Luego entonces, los ángulos asociados con los desplazamientos en los planos “X” y “Y” son llamados
ángulos de dirección y de inclinación respectivamente (Figura 4.1) (Un siglo de la perforación en
México, 2000).
4.4.4 T I P O S D E P O Z O S.
Existen varios tipos de perfiles de pozos direccionales, diferenciados tanto por su forma, su función,
limitaciones geológicas, geomecánicas, económicas y de operación. Con base en las perforaciones
que se han venido realizando en los últimos años, los más frecuentemente usados son: pozos tipo
tangencial, pozos tipo “S”, pozos tipo “J”, pozos inclinados, pozos horizontales y pozos multilaterales
(Cárdenas, 2008). Los pozos direccionales considerando el objetivo planteado pueden tener un
sinfín de trayectorias, donde la principal limitante es la imaginación, aspectos económicos y
técnicos propios de esta tecnología; no obstante en la literatura se encuentra la siguiente categoría
de acuerdo a la trayectoria que presentan:
T I P O II: Es el pozo que describe una trayectoria en forma de “S”, para lograr tan caprichosa
configuración la desviación se inicia también cerca de la superficie; la inclinación se mantiene hasta
que se logra casi todo el desplazamiento lateral, seguidamente se reduce al ángulo de desviación
hasta volver el pozo a la vertical hasta el objetivo (Cárdenas, 2008). Por su geometría esta
configuración puede traer algunos problemas durante la perforación y se utiliza principalmente
para perforar pozos con intervalos productores múltiples, o en los que hay limitaciones impuestas
por el tamaño y la localización del objetivo (Figura 4.2).
T I P O III: En este tipo de pozos la desviación se comienza a una gran profundidad por debajo de
la superficie y el ángulo promedio de inclinación se mantiene constante hasta llegar al objetivo
(Cárdenas, 2008). Esta configuración es particularmente apropiada para situaciones como las de
perforación a través de fallas o de domos salinos, o en cualquier situación en las que se requiera
reperforar o reubicar la sección inferior del pozo (Figura 4.2).
Esta tecnología tiene múltiples aplicaciones, por lo que a continuación se mencionan las más
trascendentes:
2) Pozos costa fuera: Una de las aplicaciones más comunes de la perforación direccional en la
actualidad, es en pozos costa afuera, ya que erigir una sola plataforma de producción cuesta
millones de dólares y erigir una para cada pozo no sería económico; pero usando la
perforación direccional se pueden perforar varios pozos desde una sola plataforma
desviándolos después, de modo que lleguen a la cima del yacimiento, se debe de respetar el
espaciamiento requerido entre pozos (Figura 4.3.B) (Vázquez, 2008).
4) Perforación en fallas geológicas: Esta aplicación se utiliza para el control de fallas, en este
caso el pozo es desviado a través de la falla o en paralelo con ella, por lo que se elimina el
riesgo de perforar pozos verticales a través de planos de fallas muy inclinados, al seguir la
dirección preferencial del plano de falla con la sarta de perforación, lo que puede ocasionar el
deslizamiento y perforación de las sartas de revestimiento, así mismo, se elimina el riesgo de
tener que perforar a través del plano de una falla que en el caso de ocurrir un sismo, si se
mueven bloques se podría mover y cortar la tubería de revestimiento (Figura 4.3.D).
5) Localidades inaccesibles: Esta es una de las razones por las que más se utiliza este método,
cuando se tiene la necesidad de situar el equipo de perforación a cierta distancia horizontal
del yacimiento, como ocurre cuando los intervalos productores se encuentran debajo de ríos,
montañas, ciudades, selvas, etc (Vázquez, 2008).
6) También se utiliza este método cuando los pozos en el mar se encuentran relativamente cerca
de la línea de costa, y la perforación en tierra resulta ser de mayores beneficios que perforar
en mar (Figura 4.4.E).
7) Perforación a través de Domos Salinos: Este método es utilizado para alcanzar los
intervalos productores que frecuentemente están situados bajo el tope protuberante de un
diapiro de sal (canopie); el pozo se perfora primeramente cortando lo que está arriba de la
estructura salina y posteriormente se desvía para que penetre bajo la protuberancia (Figura
4.4.F).
8) Discordancias: Estos son casos especiales debido a que pueden ocurrir múltiples cuerpos
arenosos próximos que pueden ser perforadas con un simple pozo, en algunos casos las
areniscas se encuentran separadas por una discordancia o por una falla; se requiere en estos
casos un gran número de pozos verticales para producir cada horizonte arenoso, sin embargo,
con un pozo direccional se pueden penetrar varios cuerpos arenosos lo cual significa una gran
reducción en los costos de producción (Figura 4.4.G).
Estas son algunas de las aplicaciones que actualmente se utilizan cuando se perforan pozos
horizontales en el mundo, sin embargo, es muy seguro que los nuevos métodos de perforación y
(Vázquez, 2008).
Es la distancia medida a lo largo de la trayectoria real del pozo, desde el punto de referencia en la
superficie, hasta el punto de registros direccionales (Vázquez, 2008). Esta profundidad siempre se
conoce, ya sea contando la tubería o por el contador de profundidad de la línea de acero (Fig. 4.6.A).
INCLINACIÓN (DRIFT)
Es el ángulo (en grados) entre la vertical local, dada por el vector local de gravedad como lo indica
una plomada, y la tangente al eje del pozo en un punto determinado (Vázquez, 2008). Por
convención, 0° corresponde a la vertical y 90° a la horizontal (Fig. 4.7.A).
El azimuth de un pozo en un punto determinado, es la dirección del pozo sobre el plano horizontal,
medido como un ángulo en sentido de las manecillas del reloj, a partir del norte de referencia. Esta
referencia puede ser el norte verdadero, el magnético o el de mapa, por convención se mide en
sentido de las manecillas del reloj (Vázquez, 2008). Todas las herramientas magnéticas proporcionan
la lectura del azimuth con respecto al norte magnético. Sin embargo, las coordenadas calculadas
posteriormente, están referidas al norte verdadero o norte geográfico (Fig. 4.7.B).
Es la distancia total y lineal, en el plano horizontal, del conductor del pozo al objetivo del mismo.
Es la curvatura total del pozo (la combinación de cambios en inclinación y dirección) entre dos
estaciones de registro direccional, se mide en grados (Un siglo de la perforación en México, 2000).
Las severidades altas pueden provocar problemas en el pozo tales como ojos de llave, atrapamientos
de tubería o desgaste de la misma o de la tubería de revestimiento (Un siglo de la perforación en
México, 2000).
NORTE MAGNÉTICO
Es el lado directamente opuesto a la fuerza de gravedad. El punto que representa el lado alto es
importante para orientar la cara de la herramienta; es conveniente señalar que a una inclinación de
0° no existe lado alto, en este caso, los lados del pozo o de la herramienta de registros
direccionales son paralelos al vector de gravedad, y no existe un punto de intersección desde el
cual se pueda definir un lado alto (Un siglo de la perforación en México, 2000).
Otro concepto importante es que sin inclinación (0°), el pozo no tiene dirección horizontal, es decir,
el eje del pozo se representaría como un punto y no como una línea sobre el plano horizontal.
El término se usa en relación a las herramientas desviadoras o a los motores dirigibles y se puede
expresar en dos formas:
1.- Física. El lugar sobre una herramienta desviadora, señalado comúnmente con una
línea de marca, que se posiciona hacia una orientación determinada mientras se perfora, para
determinar el curso futuro del pozo.
INTERFERENCIA MAGNÉTICA
Son los cambios en el campo magnético de la Tierra en las cercanías de la herramienta de registro,
causados por la presencia de la tubería de revestimiento u otras tuberías en el pozo, en pozos cercanos
o por las propiedades magnéticas de la misma formación.
Es la corrección angular en grados, para convertir una lectura magnética a una lectura de norte
verdadero.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN.
HIDRÁULICA.
4. 4. 9.1 B A R R E N A S
Para lograr el efecto de erosión con la barrena, se utilizan varias técnicas, una de ellas es utilizar
uno o dos chorros de mayor diámetro que el tercero o dos chorros ciegos y uno abierto, por el cual
sale el fluido de perforación a altas velocidades, este efecto se le denomina “yeteo” (yeting), solo
aplica para barrena tricónicas y bicónicas con un chorro sobresaliente (Leynes, 2009).
Cuchara recuperable: Consiste en una cuña larga invertida de acero, que tiene en su extremo
interior un canal cóncavo punteado, el cual sostiene y guía la sarta de perforación. En el
extremo inferior está provista de una punta cincel que evita el giro de la herramienta, y en la parte
superior de un cuello por el cual se extrae la herramienta fuera del agujero.
Cuchara permanente: Para este diseño, la cuchara deflectora queda permanente en el pozo, la
cual anclada en la parte inferior de la tubería de revestimiento mediante un sistema de cuñas. Una
vez fijada la cuchara dentro de la tubería de revestimiento, esta sirve de soporte para una sarta con
fresas, las cuales abren y calibran una ventana en la tubería de revestimiento y para la sarta de
perforación que desvía el agujero perforado (Leynes, 2009). Dependiendo de la tecnología utilizada,
se requerirán de uno a tres viajes de tubería, para completar el proceso de desviación.
La idea de usar un motor de fondo en el pozo para hacer girar la barrena directamente no es
nueva, el primer motor comercial usado fue una turbina (Vázquez, 2008). La USSR concentró sus
esfuerzos en desarrollar motores de fondo de pozo desde 1920 y ha seguido usándolos
extensivamente en sus actividades de perforación. La primera patente para una turbina de
perforación data de 1873.
Antes de 1945, la West se interesó más en la perforación rotativa, pero el campo de aplicación de los
motores de fondo de pozo se incrementó a partir de 1980 en adelante. El funcionamiento del mismo
consiste en hacer girar la barrena con un determinado torque independientemente del resto de la
sarta (Leynes, 2009). El motor de fondo consta de 3 secciones: la de potencia, de transmisión y de
fuerza. A continuación se describen brevemente cada una de estas secciones del motor de fondo.
Sección de potencia: Constituida por el rotor y el estator, los cuales tienen lóbulos helicoidales que
se engranan para formar cavidades helicoidales selladas. Al circular el fluido de perforación a
través de estas cavidades se obliga al rotor a girar; el estator el cual siempre tiene un lóbulo más
que el rotor, está moldeado con goma, dentro del cuerpo del motor.
Sección de rodamientos: El eje conductor está recubierto por un sistema de rodamientos sellados
y lubricados, que permiten soportar los cambios de velocidad y torque, sin alterar la transmisión de la
carga axial (peso sobre la barrena, PSB), y las cargas laterales de la sarta a la barrena. Los motores de
fondo, tienen muchas ventajas en comparación con el resto de las herramientas deflectoras ya que la
construcción de la curva se realiza desde el mismo punto de inicio del desvío, lo cual reduce los
tiempos por viajes adicionales (Leynes, 2009).
Tanto la tasa de construcción como la de orientación del agujero son más precisas, por lo que se
puede obtener un control directo sobre la severidad obtenida durante la perforación, contribuyendo
a un mejor control de la trayectoria del agujero durante la construcción de la curva.
Los motores de fondo se dividen en alto y bajo torque, utilizándose los primeros en la construcción de
los pozos horizontales. Con respecto a las vueltas en que se hacen girar la barrena, se pueden
dividir en altas, medianas y bajas. Los motores pueden ser de dos tipos: de turbinas y motor de
desplazamiento positivo.
1) TURBINA
La turbina consta de una sección con un estator y un rotor de paletas multietapa, una sección de
cojinete, un eje de transmisión y una barrena rotativa sustituta. Cada etapa consta de un rotor y un
estator de idéntico perfil. Los estatores son estacionarios, anclados al cuerpo de la turbina y
defleccionan el flujo de lodo de perforación hacia los rotores que están sujetos al eje de transmisión.
Los rotores son forzados a girar; por lo que el eje de transmisión también gira y la barrena
también gira. Se utiliza principalmente para formaciones de alta dureza y para incrementar las
revoluciones en la barrena a fin de aumentar la tasa de perforación (Leynes, 2009).
El flujo de fluido a través de estas cavidades es la que origina la fuerza al rotor para que este pueda
rotar. El perfil del estator, que tiene siempre un lóbulo más que el rotor, se modela de caucho
dentro de la cubierta de motor.
Los dos modos de operación son el “corredizo (sliding)” u orientado y el “rotatorio (rotary)”, y se
describen a continuación:
Modo corredizo: En el modo corredizo, el motor dirigible se orienta por la lenta rotación de la sarta
usando señales del MWD para determinar la cara de la herramienta o la orientación de la curvatura;
la rotación requerida para conducir la barrena se genera completamente por el PDM, la
combinación de estabilizadores y la curvatura de la cubierta genera una carga lateral sobre la
barrena, haciéndola perforar en dirección de la cara de la herramienta. La capacidad de curvatura
de los motores dirigibles son de 1 a 10°/100 pies.
Los ensambles rotarios fijos tienen una capacidad limitada de ajuste por variaciones en el plan,
pero pueden ser prácticos en algunos intervalos de múltiples pozos de desarrollo donde las
características de las formaciones se pueden identificar y los ensambles pueden ser optimizados.
El diámetro ajustable de los estabilizadores es mejor sobre los ensambles fijos porque el diámetro
del estabilizador se puede ajustar en el fondo del agujero para compaginar las variaciones en el
plan. Un BHA correctamente diseñado puede producir una tendencia de de inclinación que se
extienda de una estructura a un descenso usando solo el diámetro del estabilizador. Los
estabilizadores ajustables pueden ser usados en cualquier BHA solo rotario o en conjunto con
motores dirigibles para optimizar el modo rotario de la tendencia direccional.
SINGLE SHOT
Proporciona la información de una medida sencilla de inclinación y dirección del pozo, se corren en
agujero descubierto, a través de la sarta de perforación, al cual debe instalársele un drill collar no
magnético (monel), para que su lectura no sea afectada por el magnetismo natural de la Tierra, por
la influencia magnética del acero de la sarta o por una tubería de revestimiento cercano (Leynes,
2009). Consta de tres partes: un cronómetro o sensor de movimiento, una cámara y un indicador de
ángulo.
MULTI SHOT
Proporciona la misma información que un single shot, pero como su nombre lo indica, provee
múltiples medidas de inclinación y dirección del pozo a distintas profundidades (Leynes, 2009).
Por lo general, el intervalo de tiempo para realizar cada medida es de 20 segundos. Se utiliza
igualmente para agujeros descubiertos, por lo que al igual que el single shot, requiere de la presencia
de un monel.
Debido al avance que ha tenido la tecnología actual, podemos conocer parte de lo que está sucediendo
abajo en la barrena cuando se perfora el pozo, se tiene por ejemplo el control direccional que
consiste de un complejo sistema de telemetría pozo abajo, llamado Measurement While Drilling
(MWD). La perforación direccional es el arte del control de dirección y penetración angular desde la
superficie a un objetivo predeterminado, donde se debe tener el mayor flujo de información para
poder lograr esta finalidad (Leynes, 2009).
Todos los sistemas MWD, están compuestos típicamente por tres componentes principales:
sistema de potencia, sensor direccional y sistema de telemetría. Actualmente la herramienta MWD,
está firmemente establecida como un elemento que forma parte integral de las operaciones de
perforación direccional. Entre los principales beneficios de la utilización de esta herramienta, se
encuentran:
Algunas compañías que fabrican estos equipos incluyen a sus servicios registros de rayos Gamma,
resistividad, temperatura anular; además, en superficie obtenemos la información de valores de
inclinación, azimut, posición de la cara de la herramienta y los parámetros de perforación que
ayudan a la eficiencia de la perforación como son, peso sobre la barrena, torque, velocidad de
penetración, presión de bomba, revoluciones por minuto (RPM), etc (Leynes, 2009). Existen varios
sistemas para transmitir las medidas desde la herramienta (en el fondo del pozo), hasta la
superficie; estos pueden ser mediante pulsos a través del lodo de perforación, mediante sistema de
ondas electromagnéticas, a través de sistema de cables aislados o con la utilización de sistemas
acústicos.
La sarta de sensores MWD, está albergada dentro de una barra electromagnética (monel), ya que
posee un diámetro interno superior a uno normal, lo cual contribuye así mismo, a que el flujo de
fluido de perforación no sea restringido. Las mediciones realizadas por el MWD, al ser enviadas
a la superficie, son decodificadas por un terminal de computación, para transformarlas a un
sistema métrico decimal. El sistema en superficie está compuesto por un traductor, caja de
distribuciones, filtro activo, monitor visual, graficador, unidades de cintas magnéticas y un
computadora (Leynes, 2009).
ESTABILIZADORES
Estos equipos son los encargados de darle a la sarta de perforación firmeza y seguridad, ya que
actúan protegiendo los equipos de las paredes del agujero y controlando la desviación del pozo
(Leynes, 2009). Los estabilizadores tienen como función proporcionar una buena área de contacto
con la formación para así dar a la barrena y a la tubería mayor centralización y en algunos casos
servir como punto de apoyo para la barrena. Su ubicación en la sarta de perforación depende del
efecto que se quiera obtener en la trayectoria del pozo, ya sea, controlar o modificar el ángulo de
inclinación del pozo; existen varios tipos, los más utilizados son:
Tipo camisa: Es aquel en el que solo se requiere cambiar de camisa, si se necesita un estabilizador de
diferente diámetro, o cuando haya desgaste en alguna de las aletas.
Tipo integral: Es aquel que se tiene que cambiar completamente, cada vez que se requiera un
estabilizador de diferentes diámetros.
Los lastrabarrenas o drill collars lo constituye un conjunto de tubos de acero o metal no magnético
de amplio espesor. Estos tubos vienen conectados por encima de la barrena en el fondo de la sarta, la
misma proporciona rigidez y peso lo que causa un efecto de cargas axiales requeridas por la
barrena para su completo funcionamiento dentro de la formación (Leynes, 2009). Existen tres
grupos básicos de lastrabarrenas: normal, espiral y muescados.
MARTILLO
Es una herramienta que se coloca en la sarta de perforación para ser utilizada únicamente, en caso
de que exista una pega de tubería en el agujero. Pueden ser mecánicos, hidráulicos e hidromecánicos.
Cuando es accionado, proporciona a la sarta una fuerza de impacto hacia arriba o hacia abajo.
Es simplemente una barra (o porta barrena) de menor tamaño que tiene en los extremos juntas de
conexión para tubería de perforación. Debido a su menor tamaño ofrece un menor contacto con
las paredes del agujero, la tubería de transición ofrece mayor estabilidad, lo cual permite al
operador direccional tener un mejor control del ángulo y dirección del pozo (Leynes, 2009).
La experiencia de campo nos indica que entre los drill collars y la tubería de perforación se deben
instalar no menos de 12 a 15 tubos heavy weight, en pozos direccionales suelen usarse hasta 30 tubos
o más. Las excesivas fallas en las conexiones y en los porta barrenas se deben a que estos se doblen,
mientras giran a través de los cambios de ángulo, lo cual produce torsión de rotación, posibilidad de
atascamiento, arrastre y fricción; afectando el control direccional del pozo.
1) Mayor área de contacto con la zona de interés, es decir, que se desplaza dentro del yacimiento,
por consiguiente hay una mayor productividad del pozo.
2) Altos gastos de producción, se podrían decir que de 3 a 6 veces más que la tasa de un pozo
vertical en la misma área.
3) Incremento de recuperación por acceso a mas petróleo y/o gas.
4) Reduce la conificación de agua y/o gas en formaciones con problemas de interfase de fluidos;
también reduce los problemas de producción de arena, por lo que es probable que aumente
la recuperación, ya que se tienen menores caídas de presión.
5) Baja el gasto de producción por unidad de longitud de la sección horizontal.
6) Aumenta la inyectividad, en casos de inyección de fluidos.
Los principales problemas que se pueden evitar con la perforación de pozos direccionales son (Leynes,
2009):
Es fundamental escoger un sitio óptimo para situar el equipo de perforación, a fin de aprovechar las
tendencias naturales de desviación que tienen las formaciones, ya que estas tendencias ejercen un
marcado efecto sobre el grado de inclinación del pozo. Por ejemplo, se ha observado que cuando se
perfora en intercalaciones alternas de formaciones blandas y duras con una barrena bien
estabilizada, el rumbo del pozo suele ser perpendicular al plano de estratificación, sin embargo,
cuando el echado de la formación estratificada es de más de 45°, la barrena tiende a perforar en
paralelo con el plano de estratificación, esta tendencia también se presenta en la perforación
direccional (Cárdenas, 2008).
Si se desea perforar echado arriba nada obstaculiza las tendencias de la barrena y la inclinación se
puede aumentar rápidamente, pero si se desea perforar a la izquierda del echado arriba, la barrena
tendera a perforar hacia la derecha, y si se perfora a la derecha del echado arriba, la barrena se
desvía hacia la izquierda. Por consiguiente, la elección de una localización óptima para el equipo de
perforación se debe basar en toda la información conocida del subsuelo para poder aprovechar las
tendencias de las formaciones y minimizar la posibilidad de que el pozo se desvíe hacia otra
dirección no deseada.
En la mayoría de los casos, en los programas de perforación direccional, se pueden utilizar los
mismos programas de tubería de revestimiento que se usan en perforación vertical; una excepción
es que en pozos muy profundos o muy inclinados, es necesario instalar empacadores en la sarta de
perforación a fin de evitar el desgaste de esta y de la TR por la tendencia a mayor contacto
(Cárdenas, 2008). El control del lodo también es muy importante para aminorar el arrastre en
pozos direccionales, con la utilización de aditivos reductores de fricción y de densidad, así como de
viscosidad; se logran aminorar el arrastre, obviamente la calidad de los aditivos se debe mantener
bajo control en todo momento.
Un factor determinante en el éxito de la operación es la elección del punto inicial de desviación más
apropiado, es decir, la profundidad a la cual debe comenzar la perforación del tramo desviado.
También debe prestarse especial atención al ángulo de inclinación necesario para lograr la
desviación deseada (Cárdenas, 2008). En la mayoría de los casos deben usarse ángulos grandes del
rango de 15 a 45°, ya que con ellos existe mayor flexibilidad para elegir el punto inicial más
adecuado. Con ellos además se logra una mayor estabilidad del rumbo que con ángulos de menor
grado, como es el caso de 5 a 10 °.
DESPLAZAMIENTO LATERAL
4. 5 PERFORACIÓN HORIZONTAL
4. 5. 1 GENERALIDADES
El primer pozo horizontal en México se perforó en 1991, con el objetivo de atravesar diferentes
cuerpos de areniscas de la formación Chicontepec en el campo Agua Fría, del distrito Poza Rica en
la Región Norte, los pozos 801-H, 801-H2, 807-H y 817-H fueron perforados con una longitud
horizontal de alrededor de 1000 m, para tratar de incrementar la productividad. En la actualidad
hay alrededor de 675 patentes provenientes de los potenciales proveedores de esta tecnología;
existen aproximadamente 11,300 documentos escritos sobre perforación horizontal (SPE, 2006),
esto nos da una idea clara de la madurez de esta tecnología y las ventajas de su uso, ya que no se
vislumbra algún tipo de problema o riesgo en el suministro de equipos y servicios técnicos
(Cárdenas, 2008).
Un pozo horizontal es aquel donde la última etapa del pozo que se perfora (zona productora) es
aproximadamente de 90° con respecto a la vertical. Los pozos horizontales son utilizados para
incrementar los ritmos de producción ya que con esta técnica de perforación se aumenta el área de
drene y su eficiencia por gravedad, la perforación horizontal permite desarrollar campos costa
afuera con menor número de pozos, plataformas más pequeñas y económicas que las
convencionales (Cárdenas, 2008). La perforación horizontal se puede aplicar a yacimientos de baja
permeabilidad, a yacimientos cuyos fluidos son de alta viscosidad y a yacimientos naturalmente
fracturados, donde se comunica a las fracturas con el pozo, ayudando al flujo de los fluidos del
yacimiento.
Los pozos horizontales permiten incrementar el área de contacto del yacimiento y aumentan la
productividad por arriba de la que puede proporcionar un pozo vertical. Los pozos horizontales
también pueden reducir la tendencia a la conificación en yacimientos con cuerpos de agua o
casquete de gas, ya que generan una baja presión diferencial alrededor del pozo perforado
(Vázquez, 2008). La productividad de los pozos horizontales puede ser mayor que la de los pozos
verticales por muchas razones:
Los pozos horizontales generan una gran área de comunicación con la formación productora.
Atraviesan perpendicularmente el sistema natural de fracturas, reduce los problemas de
arenamiento y de conificación de agua y/o gas.
Por lo general justifica los costos de perforación con grandes gastos de producción.
Reducen las caídas de presión ya que generan una gran eficiencia de drenaje de la formación
productora al lograr un mejor control.
Se mejora el manejo del yacimiento.
Se produce en zonas de poco espesor donde la perforación vertical es antieconómica.
Se pueden inyectar fluidos como método de recuperación mejorada (recuperación térmica).
Se puede lograr una mayor recuperación de petróleo en yacimientos de baja permeabilidad.
La perforación horizontal inicia con una sección vertical o con cierta orientación, para después
continuar con la construcción de una curva de 0 a 90° antes de entrar francamente al intervalo
horizontal de interés (Cárdenas, 2008). Para lograr tal horizontalidad se utilizan los siguientes
métodos de construcción de radio de curvatura (figura 4.12):
Radio de curvatura largo: En este caso la curva se va construyendo desde una profundidad
determinada por encina del yacimiento, hasta lograr la dirección horizontal y completar la
longitud a perforar a través de la formación productora; la curvatura alcanza un radio de 1000
a 4000 pies con una relación de desviación de hasta 6° por cada 100 pies de longitud (Cárdenas,
2008). Esta técnica es la más común y aplicable en pozos costa fuera, para minimizar los
impactos ambientales y reducir los costos de campos en desarrollo. Las herramientas que se
utilizan para alcanzar la horizontalidad en el pozo son aparejos de fondo convencionales con
montajes de cucharas convencionales, uso de motores de fondo, perforación direccional
rotatoria, etc.
Radio de curvatura mediano: Esta técnica es la más utilizada en pozos terrestres, la técnica
debe ser primordialmente aplicada en formaciones objetivo donde su limites son estrechos, por
ejemplo dentro de los yacimientos con propiedades especiales tales como fracturas naturales
que requieren de un agujero horizontal para incrementar la productividad, pero cuyas capas
adyacentes de gas y subyacentes de agua se encuentran a una distancia estrecha (Cárdenas,
2008). La ejecución de radio medio requiere de soportes técnicos, aparejos de fondo flexible y
tecnología más especializada; la razón del ángulo de desviación con respecto a la profundidad
perforada es del orden de 6 a 20° por cada 100 pies, alcanzando radios de curvatura de 290 a
950 pies. Las principales ventajas de esta tecnología son, menores profundidades desarrolladas,
menos torque y arrastre, bajos costos y utilización de herramientas convencionales.
Radio de curvatura cortó: La tecnología de radio corto ha sido aplicada en la perforación de
pozos en donde las formaciones tienen problemas por encima de la dirección del yacimiento, o
bien, por razones económicas. De esta manera el agujero se comunica y se extiende dentro del
yacimiento; también suele utilizarse esta técnica, para una sección horizontal en pozos ya
existentes con baja productividad y por cambió de objetivo (Cárdenas, 2008). Rigurosamente se
utilizan herramientas articuladas y especializadas en la sarta de perforación como es el Top
Drive; la relación del ángulo de desviación con respecto a la longitud perforada para obtener un
radio cortó es del orden de 1.5° a 3° por pie, con lo cual se forman radios de curvatura de 20 a
40 pies.
Radio de curvatura ultracorto: Esta técnica es muy apropiada en la aplicación de inyección de
agua en formaciones blandas, no consolidadas y depresionadas. La aplicación más común de la
perforación radial ultra corta dentro del yacimiento, se usa para reducir el depresionamiento
del yacimiento por segregación gravitacional o para la inyección de vapores u otros fluidos
dentro del yacimiento. La relación del ángulo de inclinación con respecto a la profundidad
perforada es superior a los 3° por pie, con lo que se logran radios de curvatura de hasta un pie
(Cárdenas, 2008).
En general, la mayoría de los pozos horizontales del mundo han sido perforados usando la técnica
de radio medio; aunque en forma limitada unos pocos pozos han sido perforados usando la técnica
de radio corto y ultracorto. La técnica de radio medio y largo es utilizada comúnmente en pozos
nuevos, mientras que la utilización de radio corto y ultra corto son en primera instancia
operaciones de reentrada en pozos verticales existentes.
Los costos de perforación son proporcionales a la longitud del pozo, así, un pozo de radio medio
puede ser más costoso que un pozo con un radio ultracorto o corto, no obstante, los pozos
horizontales tienen un costo de 1.2 a 2.5 veces más que los pozos verticales en la misma área y en
condiciones similares (Cárdenas, 2008).
Sin embargo, en muchas zonas se puede disminuir esta inversión al utilizar pozos verticales ya
existentes y reterminarlos como pozos horizontales, puesto que ello implica una reducción del
costo del 12 al 50 %, si lo comparamos con el costo de un pozo horizontal nuevo. Los pozos
horizontales pueden ser terminados en agujero descubierto, con liners ranurados, liners pre
empacados, liners con empacadores externos, o con liners cementados y perforados. Estos métodos
de terminación se muestran en la figura 4.13.
Las principales aplicaciones en las que los pozos horizontales han tenido éxito son las siguientes:
Formaciones con conificación de agua y gas: Los pozos de gran longitud mantienen una taza alta
de producción, aunque la producción por unidad de longitud sea pequeña, con lo cual se reduce la
conificación de agua y gas, ya que se minimiza la presión diferencial en la región cercana al pozo
(Cárdenas, 2008).
Esto ha tenido varias aplicaciones en campos con conificación de gas y agua en yacimientos de
arenas y carbonatos alrededor del mundo, algunas exitosas aunque otras no han dado los
resultados esperados.
El pozo horizontal Edad West en la arena Sparky en Canadá, produce más de 7 veces la tasa de un
pozo vertical promedio, igualmente los pozos horizontales en el Lago Maracaibo en Venezuela
producen a una tasa de más del doble de los pozos verticales.
Aplicación en la Recuperación Mejorada. Los pozos horizontales pueden ser utilizados como
inyectores o productores en proyectos de recuperación mejorada, ya que un pozo inyector largo
mejora la inyectividad al proporcionar una gran área de contacto con el yacimiento, también
mejorar la eficiencia de barrido con una apropiada orientación de los pozos horizontales (Cárdenas,
2008).
a) Drene Gravitacional Asistido por Vapor (Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD)): Este
proceso se está convirtiendo en una tecnología dominante empleada en la recuperación de
aceite pesado, donde Canadá ha jugado un papel líder en el desarrollo y aplicación del proceso
(Cárdenas, 2008). En el SAGD, se utilizan dos pozos horizontales superpuestos (dual apilado)
separados por una distancia de algunos metros, colocados cerca del fondo de la formación
productora (Figura 4.14).
El pozo horizontal superior es utilizado para inyectar vapor, el cual se eleva bajo fuerzas de
expansión y forma una cámara de vapor arriba del pozo, el pozo inferior por su parte, es usado
para colectar los fluidos producidos (agua de formación, condensado y aceite). El vapor es
alimentado continuamente dentro de una creciente cámara de vapor y al elevarse se condensa
en el límite de la cámara, calentando y llevando al aceite al pozo productor (Cárdenas, 2008).
c) Inyección miscible: Las aplicaciones de inyección miscible han sido exitosas en Canadá,
actualmente muchas referencias muestran una delgada capa de aceite entre la capa superior de
gas y la inferior de agua; se inyecta un solvente miscible en lo alto de la estructura, por lo que
los pozos horizontales son perforados cerca de la zona de agua. El aceite es conducido hacia
abajo y recuperado o capturado en los pozos horizontales (Oilfield Review, 2002/2003).
Fig. 4.14. Drenaje gravitacional asistido por vapor (Oilfield Review, 2002/2003).
4. 6 POZOS MULTILATERALES
4.6.1 GENERALIDADES
El primer pozo multilateral en México fue el pozo Papan-93, el cual se ubica al sur de Veracruz. Un
pozo multilateral se define como uno o más pozos (laterales) perforados desde un pozo primario
(piloto), en donde los laterales y el piloto pueden ser horizontales o desviados (Cárdenas, 2008). El
pozo puede producir conjuntamente todos los brazos o ramales desde un mismo yacimiento o tener
brazos o ramales con producción independiente desde diferentes yacimientos (Figura 4.15).
Los pozos multilaterales exigen una inversión inicial adicional en equipos pero permiten bajar
potencialmente las erogaciones de capital totales y los costos de desarrollo, así como los gastos
operativos debido a la menor cantidad de pozos necesarios para la explotación de campos
(Cárdenas, 2008). Esta tecnología reduce las necesidades en términos de cabezales de pozo, tubos
elevados de las plataformas y terminaciones submarinas, lo que permite reducir los costos y
utilización de las bocas de cabezales de pozos en las plataformas marinas.
En general los pozos ramificados son útiles por las siguientes razones:
Son muy rentables para la producción de horizontes múltiples delgados, ya que los ramales
hacen las veces de fracturas mecánicas extensas.
En yacimientos donde hay un solo horizonte productor de gran espesor y con gran
anisotropía vertical, los yacimientos multilaterales maximizan el área de drene a un costo
menor.
Con el advenimiento de la cultura por el cuidado del medio ambiente, este tipo de pozos
reducen considerablemente el impacto ambiental, menos localizaciones, menos aparatos de
bombeo, menor ruido, menor cantidad de líneas de transporte, menos caminos, etc.
En yacimientos donde el gradiente de fractura vertical es mayor que el horizontal y la
fractura se genera horizontalmente, la utilización de pozos multilaterales resulta en un
mayor aprovechamiento de los canales preferenciales al flujo.
En pozos costa afuera, donde el traslado de una plataforma es muy significativo en el costo
total del pozo.
En yacimientos marginales, donde es imperativo reducir los costos de producción y
mantenimiento.
También se reducen costos de horas de equipo, personal, tuberías, instrumental,
supervisión, etc.
Los pozos multilaterales se pueden clasificar de acuerdo al número de ramales o laterales que
tienen en el diseño, es así que se tienen las siguientes formas básicas (Cárdenas, 2008):
En la figuras 4.18 y 4.19, se muestran las formas básicas y con cierto grado de complejidad de los
pozos multilaterales:
Los ramales laterales horizontales, que conforman arreglos de tipo horquilla, abanicos o espinas
dorsales, tienen como objetivo una sola zona y están destinados a maximizar la producción de
yacimientos someros, de baja presión, y yacimientos de petróleo pesado, aumentando el área de
contacto (Cárdenas, 2008). Los tramos laterales apilados verticalmente, resultan efectivos en
formaciones tabulares o en yacimientos estratificados, ya que la mezcla de la producción de varios
horizontes aumenta la productividad del pozo y mejora la recuperación.
En formaciones naturalmente fracturadas, los dos tramos laterales opuestos (tipo ala de gaviota)
pueden interceptar más fracturas que un solo pozo horizontal, especialmente si se conoce la
orientación de los esfuerzos en el subsuelo, disminuyendo costos de perforación. Otra clasificación
para los pozos multilaterales se basa en la complejidad del tipo de terminación y conexiones con el
pozo primario; es así que los pozos multilaterales se caracterizan de acuerdo con las definiciones
establecidas en el foro de Avance Técnico de Pozos Multilaterales (Technical Advancements in
Multilaterals (TAML)), celebrado en Aberdeen, Escocia el 26 de julio de 1999 y actualizado en julio
de 2002. Estos estándares clasifican a los pozos multilaterales en 6 niveles, estando en ese mismo
orden creciente la complejidad en la perforación y la flexibilidad de terminación del mismo, lo que
incide directamente en el incremento del costo del pozo (Figura 4.20) (Cárdenas, 2008).
Las conexiones laterales constituyen un elemento crítico de las terminaciones de los pozos
multilaterales y pueden fallar bajo la acción de esfuerzos existentes en el subsuelo y ante las fuerzas
inducidas por la temperatura y las presiones diferenciales que se desarrollan durante la producción
del pozo.
Las conexiones se dividen en dos grupos generales aquellas que no presentan integridad hidráulica
(Niveles 1, 2, 3 y 4) y las que si lo hacen (Niveles 5 y 6) (Figura 4.21); el éxito de los pozos
multilaterales depende la durabilidad, la versatilidad y la accesibilidad de las conexiones (Cárdenas,
2008).
Los sistemas de conexiones más utilizados corresponden a los niveles 3 y 6, las conexiones del nivel
3 incorporan un empalme y una conexión mecánica entre la tubería de revestimiento del tramo
lateral y la tubería de revestimiento primaria. Las conexiones Nivel 6, forman parte integral de la
sarta de revestimiento primaría que ofrece integridad hidráulica y acceso a los tramos laterales.
Un aspecto importante para elegir el tipo de pozo multilateral, es incluir los requerimientos que se
tengan, así como las restricciones existentes para diseñar el pozo. De acuerdo a las guías prácticas
recomendadas por TAML, los sistemas más sencillos (Nivel 1 y 2), son los más recomendados para
iniciar la implementación de dicha tecnología, con lo cual se puede ganar experiencia, conocimiento
y confianza en los sistemas, permitiendo con esto una buena planeación del diseño del pozo dentro
del proyecto para explotar el campo en estudio (Cárdenas, 2008).
4. 7. 1 INTRODUCCIÓN
Los pozos de alcance extendido son aquellos que tienen una relación desplazamiento horizontal/
profundidad vertical verdadera (DH/PVV) mayor a 2, sin embargo, debido a los avances
tecnológicos actuales, se perforan con mayor frecuencia pozos con relaciones mayores a 3.5, sin
limitar el tipo de trayectoria que puedan tener. Es posible planear los pozos de alcance extendido
tanto como pozos direccionales o pozos horizontales, dependiendo de las condiciones geológicas y
de la infraestructura. Diversas compañías de servicio en el ambiente petrolero han patentado hasta
el año 2007, 51 invenciones en perforación de alcance extendido.
Así mismo existen alrededor de 16,430 documentos (según SPE, 2007) en temas relacionados con,
diámetros de tuberías de perforación y revestimiento, aspectos de torque y arrastre, uso de tubería
flexible, flexibilidad para tratamientos, sistemas de control de arena, productividad, fluidos,
motores de fondo, sistema rotatorio, lecciones aprendidas, etc. (Cárdenas, 2008).
4. 7. 2 APLICACIONES Y BENEFICIOS
El tipo de formación para aplicar esta tecnología no son una limitante ya que se ha aplicado en
arenas, carbonatos y en algunas ocasiones se han atravesado grandes columnas de lutitas, no
obstante las condiciones geológicas idóneas para su aplicación son bloques afallados, en donde su
propósito ha sido establecer una comunicación y obtener la mayor producción posible.
Los pozos de alcance extendido pueden utilizarse para optimizar el desarrollo de pozos costa
afuera, ya que reducen el número de pozos y plataformas, incrementan la recuperación final del
campo debido a la mayor área del yacimiento expuesto. Además, es posible acondicionar en forma
relativamente económica equipo viejos para perforar y terminar pozos de alcance extendido,
adicionando entre otras cosas un Top drive (Cárdenas, 2008).
Otra aplicación trascendente es el desarrollo de yacimientos someros costa afuera desde una
localización terrestre, evitándose los costos de una plataforma marina y reduciendo el impacto al
medio ambiente marino, que en ciertas situaciones puede ser un factor decisivo en la explotación
del campo.
4. 8 FRACTUAMIENTO HIDRAULICO
4.8.1 ANTECEDENTES
Los primeros trabajos de fracturamiento hidráulico, de tipo comercial, fueron realizados por la
empresa “Halliburton Oil Well Cementing Company” en 1949, la técnica pasó por muchos cambios
hasta alcanzar los procedimientos que actualmente se conocen (Vázquez, 2008). Desde entonces
hasta nuestros días, se han realizado grandes avances en la materia y su optimización en función
del logro de sus objetivos ha hecho que tres de cada cuatro pozos fracturados hayan incrementado
su producción de un modo rentable y aumentado tremendamente las reservas potenciales.
Los primeros trabajos de fracturamiento hidráulico fueron realizados con pequeños volúmenes de
fluidos altamente viscosos, cuando ocasionalmente se realizaron trabajos con mayores volúmenes,
para lo cual se requerían mayores gastos de inyección, se descubrió que su resultado eran mayores
incrementos sostenidos de producción. Como resultado de esto se comenzaron a aumentar los
tamaños de los trabajos así como los gastos de producción. Con el uso de altos gastos de inyección
se empezó a considerar que quizás ya no eran necesarios los fluidos de alta viscosidad y se hicieron
pruebas con fluidos menos costosos, de baja viscosidad, obteniéndose buenos resultados.
A finales de 1952 se comenzaron a usar los residuos de la refinación del petróleo como fluido de
perforación, así como crudos más pesados e hidrocarburos gelificados; estas alternativas
permitieron mayores volúmenes por dólar de costo. Posteriormente se hicieron populares los
fluidos en base aceite, mientras que el tamaño de los trabajos se incrementó paulatinamente.
Aunque actualmente se siguen realizando trabajos de pequeños volúmenes, es común dedicar
varios millones de dólares al fracturamiento hidráulico de un pozo, utilizándose de 200,000 a
500,000 galones de fluido de fractura y 500,000 a 2, 000,000 libras de agente sustentante.
Hoy en día la producción de muchos campos petroleros es debida a la aplicación de esta técnica; así
mismo, gracias a la posibilidad de uso de la misma, muchos horizontes que serían descartados por
los operadores por considerarlos comercialmente no productivos, son explotados actualmente de
manera exitosa.
Tipos de fracturamiento.
Existen tres casos clásicos en donde un fracturamiento hidráulico puede dar beneficios:
Los canales de flujo naturales dentro del yacimiento, resultado de la permeabilidad de la formación
o de la existencia de fracturas naturales, deberían ser suficientes como para permitir gastos de
producción rentables, sin embargo, si existe daño de la formación alrededor del pozo, este se
presenta como un taponamiento severo de los canales de flujo en la zona adyacente a la cara del
pozo. Este taponamiento puede haber sido causado por los fluidos de perforación o de terminación
y la reacción de la roca con los mismos, para la generación del daño. Una posible solución a este
problema sería la remoción del daño a través del lavado con un ácido; sin embargo, la solución que
mayormente se ha adoptado para traspasar el daño y llegar a la sección de la formación no
afectada, es el fracturamiento hidráulico (Vázquez, 2008).
La baja permeabilidad de la formación es la principal causa de la realización de un trabajo de este
tipo, entendiéndose por baja permeabilidad aquella que hará que el pozo sea poco productivo,
desde el punto de vista económico (Vázquez, 2008). En muchos pozos que van a ser perforados en
este tipo de formaciones, la propuesta de perforación incluye la planificación de un trabajo de
fracturamiento como parte del programa de terminación. Frecuentemente, los detalles de la
perforación o terminación están condicionados por factores relacionados con el éxito de futuros
trabajos de fracturamiento.
En el caso de las formaciones heterogéneas, la predicción de los resultados de un trabajo de
fracturamiento se hace más difícil que en caso de formaciones homogéneas; el modelado de los
yacimientos ubicados en este tipo de formaciones, se hace complicado. Frecuentemente, el
propósito de un trabajo de fracturamiento hidráulico en este tipo de formaciones es comunicar los
estratos entre sí para que todos aporten a la producción y de esta forma se resuelve el problema de
la existencia de estratos aislados.
De acuerdo con lo anterior, para resolver los problemas planteados se utiliza la técnica del
fracturamiento hidráulico para la estimulación del pozo, cuyo objetivo es incrementar la
productividad del mismo a través de la creación de una fractura que va desde la cara del pozo hasta
cierta profundidad dentro de la formación y luego se rellena con el agente sustentante; gracias a
dicha fractura se aumenta la conductividad, produciéndose el efecto equivalente de un aumento de
la permeabilidad del yacimiento. Una modalidad del fracturamiento hidráulico que también se
utiliza con fines de estimulación es el fracturamiento ácido. Este se rige por las mismas
consideraciones del fracturamiento hidráulico, con la diferencia de que en el fracturamiento ácido
la conductividad se genera a través de la remoción de material de la formación por parte del ácido,
quedando canales de flujo después de que la fractura se cierra (Vázquez, 2008).
4. 8. 4 AGENTE SUSTENTANTE
El objetivo de la colocación del agente sustentante, en el interior de la fractura, es mantener la
conductividad deseada de la misma, dentro de los límites económicos pertinentes. La conductividad
de la fractura depende de una serie de factores, relacionados entre sí, como son: tipo, tamaño y
uniformidad del agente sustentante, grado de empaque del mismo, grado de trituración y/o
deformación, cantidad y manera de colocación. Debido a la interdependencia existente entre todos
los elementos que gobiernan el diseño de fracturas, debe tenerse cuidado especial con cada uno de
ellos, especialmente cuando de trata del agente sustentante, debido a que el mismo es el
responsable de lograr la conductividad final de la fractura. La correcta selección y colocación del
agente sustentante gobernará el incremento de la productividad del pozo, después del trabajo de
fracturamiento.
Para predecir el comportamiento del agente sustentante, bajo condiciones específicas del pozo en
cuestión, se deben medir y comparar las propiedades físicas de varios tipos del mismo, antes de
tomar la decisión; las propiedades a considerar son las siguientes:
fracturamiento una vez que ocurre el TSO se hará que la fractura se infle más. El tratamiento de
fractura hidráulica como método de control de arena involucra dos etapas: la primera etapa de
creación de fractura la cual es idéntica a los tratamientos de fracturamiento hidráulicos
convencionales seguido por una segunda etapa de empaque luego que ocurre un TSO (Fig. 4.22).
Para hacer un empaque de alta conductividad no solo se requiere que ocurra un TSO; también se
requiere colocar la mayor cantidad de agente sustentante dentro de la fractura para conseguir un
empaquetamiento de alta densidad. La densidad de empaque del agente sustentante en
fracturamiento hidráulico se cuantifica en libras por pie cuadrado de fractura empacada. Una vez
que ocurre el TSO no es aconsejable que se aumente demasiado la presión neta de fracturamiento
ya que puede ocurrir que la fractura se infle demasiado (sobre inflación de fractura) y luego se
obtenga una densidad de empaque de fractura menor. En tratamientos convencionales con TSO se
continúa bombeando a la misma tasa para aumentar el espesor de la fractura. En tratamientos para
control de arena que requieren altas densidades de fracturas empacadas, se disminuye la tasa de
inyección después de ocurrido el TSO para mantener un valor constante de presión neta de
fracturamiento hasta alcanzar la máxima densidad de empaque posible.
La palabra Frac-Pack ha sido utilizada por diferentes personas en la industria petrolera, pero
básicamente involucra una fractura hidráulica con TSO y se bombea el fluido a través de una
herramienta “crossover” y se coloca una rejilla para impedir que la grava se produzca. Sin embargo,
para este trabajo la palabra Frac-Pack va a incluir lo anterior pero añadiéndose la condición que la
tasa de bombeo después del TSO es modificada para que la fractura quede empaquetada con la
mayor densidad posible.
Hasta la actualidad, solo el simulador de fracturas hidráulicas tridimensional MFRACF-III distingue
el método de empaquetamiento de fractura del TSO con el del Frac-Pack.
Por esto resulta necesario llevar a cabo la optimización de todos los procesos relacionados con la
producción y manejo de gas, para así obtener mayores ganancias y evitar futuros desabastos
(Lizcano, 2002). Enfocándonos en la optimización de la explotación de los pozos de gas es necesario
definir la problemática que estos tienen y establecer un método para solucionarla.
Tal situación provoca que la producción sea errática y el flujo de gas que es entregado a la succión
de compresoras sufra fuertes variaciones y que las pruebas de producción no den resultados
satisfactorios para estudios del comportamiento de yacimientos y, en algunas ocasiones, que el
pozo deje de fluir cuando el yacimiento tienen baja presión (Lizcano, 2002).
Las tuberías o conductos de producción de diámetro pequeño trabajan como sartas de velocidad, ya
que la velocidad de flujo del gas aumenta al disminuir el área de flujo, garantizado así la descarga de
las gotas más grandes que pudieran existir en la corriente de gas. Con tuberías de 2”, 1 ¾”, 1 ½” y
en algunos casos hasta de 1”, se pueden explotar los pozos hasta su agotamiento, asegurándose la
remoción de líquidos.
Como ya se mencionó, los yacimientos de gas y condensado, a sus condiciones iniciales de presión y
temperatura, los hidrocarburos se encuentran en una sola fase, pero conforme declina su presión
con el avance de la explotación, alcanzan su punto de rocío y entran en la región de dos fases,
presentándose una saturación de líquido retrógrado; a partir de entonces se manifiesta una serie de
fenómenos en el yacimiento y en el flujo de los fluidos del medio poroso hacia el pozo, relacionados
con los cambios en la composición de los fluidos, con respecto a la longitud radial de influencia de
cada pozo en el yacimiento. Estos fenómenos son:
Cabe mencionar que el propósito de este subtema es presentar solo las características más
sobresalientes de los métodos de explotación usados en México y en especial en la Cuenca de
Burgos, que se utilizan para resolver los problemas causados por la acumulación de líquidos en
pozos productores de gas.
Por un cierto periodo de tiempo, el pozo es capaz de descargar los pequeños baches por sí mismo.
Esto se puede notar en la superficie con el “cabeceo” registrado en las gráficas de producción como
diferentes patrones de flujo. Si no se toman medidas para remediar esto, el problema empeorará
hasta que el pozo se llene de líquido y deje de fluir (Lizcano, 2002).
En este punto, además de restaurar la producción, el pozo deberá cerrarse por un periodo extenso
de tiempo o deberá emplearse una unidad de limpieza para repara el pozo, lo cual implica un costo
muy alto. Otros indicadores de problemas de acumulación de líquidos son los abruptos descensos
de las curvas de declinación de la producción tanto para gas como para líquido. Cualquier pozo que
debe ser desfogado (abierto a la atmósfera) periódicamente es casi seguro que presente
acumulación de líquidos en el fondo.
La función del émbolo viajero es prevenir que estos líquidos se acumulen en el pozo, hasta el punto
de que el pozo deje de fluir o que requiera un largo periodo de cierre para recuperar presión. El
principio del émbolo viajero es básicamente el uso de un pistón libre actuando como una interface
mecánica entre el gas de formación y los líquidos producidos, incrementándose con esto la
eficiencia de acarreo del pozo (Lizcano, 2002).
El éxito en la operación de este sistema consiste en que el pozo no tenga empacador, o bien de que
existe comunicación entre las tuberías de producción y revestimiento en el fondo de la sarta de
producción.
La operación del sistema se inicia cerrando la línea de flujo, permitiendo el gas de formación
acumularse en el espacio anular debido a una separación natural por efectos gravitacionales. El
espacio anular actúa primeramente como un compartimiento para el almacenamiento de este gas.
Después de que la presión se incrementa en la tubería de revestimiento hasta un cierto valor, la
línea de flujo se abre (Lizcano, 2002).
El rápido movimiento del gas de la tubería de revestimiento hacia la tubería de producción, además
del gas proveniente de la formación, provoca una alta velocidad instantánea que causa una
diferencial de presión a través del émbolo y los líquidos, provocando el movimiento ascendente del
émbolo, desplazando todos los líquidos sobre él (líquido dentro de la tubería de producción). Sin
esta interface mecánica, solamente se podría recuperar una porción de los líquidos.
Los diferentes métodos para descargar los líquidos de los pozos de gas han adquirido gran
importancia hoy en día; sin embargo, sobre todos estos sobresale el émbolo viajero, ya que puede
ser menos costoso y, en ocasiones, es una solución mientras la relación gas – líquido (RGL) presente
en el pozo permanezca alta (Lizcano, 2002). La utilización del émbolo viajero comienza con la
declinación de la vida fluyente del pozo.
El émbolo viajero es un método que utiliza la energía propia del yacimiento de una manera más
eficiente, permitiendo que un pistón libre viaje hacia arriba y hacia abajo en el interior de la tubería
de producción en forma cíclica, el cual tiene como objetivos principales ayudar a reducir el
resbalamiento de los líquidos a lo largo de la pared interior de la tubería, elevar los líquidos a la
superficie cuando se acumulan y prevenir la depositación de parafinas e incrustaciones calcáreas
en la tubería de producción.
Todos los pozos presentan una curva de declinación de la producción normal (Figura 4.17); sin
embargo, ésta generalmente sufre una aceleración de la declinación cuando se presenta el
fenómeno de la acumulación de líquidos (Lizcano, 2002).
De esta manera y como puede observarse en la Figura 4.23, la utilización del émbolo viajero
además de incrementar la producción, también modifica la curva de declinación a su estado normal,
extendiéndose considerablemente con esto la vida productiva del pozo.
En la figura 4.24B se consideran condiciones en que el pozo se cierra, con lo cual comenzará una
acumulación del gas tanto en el espacio anular como en la tubería de producción, que proviene de
la liberación del gas disuelto del aceite acumulado y del yacimiento mismo, el cual se mantendrá
aportando aún cuando el pozo esté cerrado hasta que se igualan las presiones tanto en el pozo
como en el yacimiento. En esta misma figura se observa también que el nivel del bache de líquidos
Después de un cierto tiempo el pozo se abre nuevamente, creándose una diferencial de presión
entre la tubería de producción y la línea de flujo, lo cual provocará en primer término, un
movimiento rápido del gas represionado en la tubería de producción, que tendrá por consecuencia
un efecto de succión sobre el bache de líquidos en el fondo del pozo (Lizcano, 2002). Además de
esto, el gas comprimido en el espacio anular se expandirá al sentir el efecto de descompresión, por
lo cual entrará por la boca de la tubería de producción y viajará hacia la superficie. Por último, y
debido al efecto diferencial de presión, el yacimiento comenzará de nuevo a aportar gas.
De esta manera y debido a los tres efectos mencionados, el gas acarreará parte del bache de
líquidos presentes hasta la superficie, tal como se muestra en la figura 4.18C, por lo que el pozo se
mantendrá produciendo durante un cierto periodo, hasta que la acumulación de líquidos sea tal que
fuese necesario descargarlos nuevamente (Lizcano, 2002).
No obstante que el procedimiento anterior parece ofrecer buenos resultados, presenta un grave
problema, que es el resbalamiento de los líquidos a lo largo de la pared interior de la tubería de
producción (Figura 4.24C), lo cual provocará, debido a que la mayor parte del bache de líquidos no
se descarga, que el tiempo en que se mantiene fluyendo el pozo así como la producción de gas sean
mínimas.
El procedimiento del émbolo viajero es similar al explicado hasta ahora; como se observa en la
figura 4.25A, cuando el pozo tiene una cierta acumulación de líquidos permanece fluyendo, a la vez
que el émbolo permanece en la superficie.
Después de un cierto periodo, calculado de acuerdo a los criterios existentes para maximizar la
producción (Fig 4.25B), el pozo es cerrado, por lo que se presentará la acumulación de gas tanto en
la tubería de producción como de revestimiento, así como un pequeño incremento del bache de
líquidos acumulados, al mismo tiempo que el émbolo cae hasta el fondo de la tubería de
producción. Durante este movimiento descendente, el émbolo permitirá el paso de los líquidos
acumulados en el interior de la tubería de producción a través del espacio formado entre la cara
exterior del émbolo y la cara interior de la tubería, esto debido a que no existe un ajuste hermético
entre ambas (Lizcano, 2002).
Una vez transcurrido un segundo lapso calculado de igual manera que el anterior (Fig. 4.25C), el
pozo se abre, por lo que el émbolo junto con los líquidos sobre éste son impulsados debido a los
tres efectos del gas descritos anteriormente; cabe mencionar que aún cuando se producen la
totalidad de los líquidos por encima del émbolo, una porción que se encuentra por debajo del
émbolo llega a la superficie también, debido el efecto exclusivo del acarreo del gas (Lizcano, 2002).
Por último, el pozo se deja produciendo nuevamente (Fig. 4.25A) y el ciclo continua.
Se puede resumir la explicación anterior con la siguiente descripción del ciclo del émbolo viajero
considerando un pozo con suficiente gas de formación para desplazar el émbolo y el flujo a través
de la tubería de producción (Lizcano, 2002).
De lo anterior se puede generar la pregunta del por qué aún cuando no existe un sello hermético
entre el émbolo y la pared interior de la tubería de producción, el resbalamiento de los líquidos
prácticamente se nulifica (Lizcano, 2002).
Esto se debe a que el gas acumulado en la tubería de revestimiento (TR) al expandirse viajará hacia
la superficie, ejerciendo una fuerza sobre la base del émbolo, la cual de igual manera se aplicará
sobre la apertura mencionada impidiendo el movimiento descendente de los líquidos; es
importante mencionar que sin la utilización del émbolo este fenómeno no se presentaría, debido a
la mayor área de contacto de gas con los líquidos.
Podemos decir entonces que el elemento central en el método del émbolo viajero es, como su
nombre lo indica, un pistón metálico libre que se mueve vertical y alternativamente a lo largo de la
longitud total de la tubería de producción, debido a las condiciones de presión diferencial presentes
en el pozo, además que este puede definirse como una interfase entre el bache de líquidos que
están siendo acarreados hacia la superficie y el gas presurizado debajo del mismo, del cual proviene
la energía requerida para desplazarlos.
La forma en que opera el émbolo viajero puede compararse con el de una bomba reciprocante, cuya
carrera es la longitud total de la tubería de producción y cuyo elemento de empuje es el gas debajo
del pistón en lugar de la varilla metálica, aunque en el émbolo viajero la totalidad de la carrera no
necesariamente debe encontrarse llena de líquidos (Lizcano, 2002).
El método del émbolo viajero es sumamente atractivo desde el punto de vista económico con
respecto a otros métodos de descarga de líquidos, debido principalmente a sus bajos costos de
adquisición, operaciones y mantenimiento; sin embargo, no obstante a estas ventajas no todos los
pozos de gas tienen instalado este mecanismo, debido por su puesto, a que no todos los pozos son
candidatos para aplicarlo.
En cuanto a las condiciones del pozo, éste debe de tener un solo diámetro interior de la tubería de
producción, el cual debe ser igual al diámetro interior de la tubería de producción, el cual debe ser
igual al diámetro de paso de la válvula maestra, ya que de lo contrario se impedirá el libre paso del
pistón a través de todo su recorrido.
Además de las condiciones del pozo, también deben de considerarse las características del
yacimiento, ya que este debe de tener la capacidad para aportar el volumen de gas y la presión
requerida de tal manera de poder elevar el émbolo y los fluidos sobre éste hasta la superficie.
La relación gas – líquido (RGL) mínima para operar el émbolo viajero, es la cantidad mínima de gas
en la tubería de producción dividida por el volumen del bache de líquidos capturados, medidos a la
temperatura media a la cual operará el ciclo del émbolo; sin embargo, una regla de dedo que aún se
utiliza, menciona que serán suficientes 400 pie3/bl por cada 1000 pies de longitud a elevar.
Generalmente los requerimientos de gas mencionados siempre se tendrán en los pozos
productores, exceptuándose solo aquellos que hayan producido durante un largo periodo y que por
tanto su aportación de gas sea reducida (Lizcano, 2002).
Otro punto a considerar en los pozos de gas candidatos para la aplicación del émbolo viajero, es la
estabilidad de la presión en la línea de flujo, ya que si existieran fluctuaciones importantes debido a
los pozos que estén aportando a esa línea, se provocarán variaciones de las fuerzas por encima y
por debajo del émbolo que tendrán como consecuencia un mayor o menor requerimiento de gas
para elevar la misma cantidad de líquidos, problema que por lo regular no es de graves
consecuencias en pozos de gas debido a la gran disponibilidad de dicho fluido.
Además de la aplicación mencionada del émbolo viajero, este también puede ser utilizado en pozos
que han sido tratados con fluidos de inyección (por ejemplo aquellos que han sido estimulados),
que requieren de la descarga de estos antes de que el pozo sea capaz de sustentar su flujo natural;
por otra parte, aquellos pozos con problemas de depositación de parafinas e incrustaciones
calcáreas en el interior de la tubería de producción son también candidatos para la aplicación del
método, ya que debido al movimiento vertical regular del émbolo se previene dicho problema
(Lizcano, 2002).
Las pruebas de campo de varios métodos de sistemas artificiales de producción para determinar su
factibilidad pueden ser muy costosas. Aunque el émbolo viajero no es un método muy costoso
(aproximadamente 4000 Dólares por instalación), el tiempo que pasa verificando un nuevo sistema
artificial y los cierres del pozo pueden aumentar el costo de una nueva instalación.
Para disminuir estos costos, se han desarrollado métodos para estimar si el émbolo funcionará bajo
condiciones particulares de un pozo.
Existen varios procedimientos que se pueden utilizar para determinar si el émbolo funcionará para
una serie de condiciones (Lizcano, 2002). El más simple de estos es una regla de dedo mencionada
anteriormente que dice que el pozo debe tener una relación gas – líquido (RGL) de 400 pies3/bl por
cada 1000 pies a desplazar.
A pesar de ser útil, este método aproximado puede dar indicaciones falsas cuando las condiciones
del pozo se cierran a lo predicho por una simple regla de dedo. Debido a su simplicidad, este
método simple descuida importantes condiciones que puedan determinar la factibilidad del émbolo
(Lizcano, 2002). La regla de dedo, por ejemplo, no considera la presión del yacimiento, la geometría
del pozo, (específicamente si está instalado un empacador), lo que puede también determinar la
factibilidad del émbolo.
Se han desarrollado gráficas sencillas las cuales son un medio más exacto para determinar la
factibilidad de aplicación del émbolo. Una de ellas se muestra en la figura 4.20, la cual examina la
factibilidad del émbolo en una tubería de 2 3/8”. En esta gráfica, en el eje de las abscisas se
muestra la “presión neta de operación”. La presión neta de operación es la diferencia entre el
incremento de la presión en la TR y la presión en el separador o la línea de descarga, con la cual el
pozo fluye cuando está abierto (Lizcano, 2002).
A pesar de que la presión en la línea de descarga se utiliza para calcular la presión neta de
operación, se puede utilizar la presión en la cabeza para este cálculo y utilizar la figura 4.26., en la
que se obtiene el valor de la RGL mínima en pie3/bl que deberá manejar el pozo para el
funcionamiento del émbolo viajero.
La figura 4.27., muestra un ejemplo típico de la instalación del émbolo viajero más utilizada para
pozos de gas. Dependiendo de los requerimientos del pozo, se tiene un gran número de posibles
variaciones tanto en el equipo superficial como de fondo. Algunas de las variaciones en superficie
se muestran en las figuras 4.28 y 4.29A y las variaciones de fondo del pozo en las figura 4.29B.
Figura 4.27. Instalación típica del émbolo viajero (Tomado de Lizcano, 2002).
No obstante al equipo escogido para un pozo, los primeros puntos a considerar para la instalación
del émbolo viajero son el tipo de válvula maestra y las condiciones de la tubería de producción.
La válvula maestra en el pozo debe de tener un diámetro de paso igual al diámetro interior de la
tubería de producción, ya que de ser menor impedirá el paso del émbolo, y en caso contrario
permitirá un paso excesivo de gas alrededor del pistón que impedirá posiblemente que éste arribe
hasta el lubricador, siendo ambos casos un problema ya que de ser así será imposible tanto la
remoción para su servicio como la activación del sistema de llegada del mismo (Lizcano, 2002).
La tubería de producción debe estar en buenas condiciones y es recomendable que sea calibrada
antes de correr cualquier equipo subsuperficial, ya que las tuberías inclinadas y deformadas así
como la presencia de parafinas e incrustaciones calcáreas puedan impedir la operación normal.
El equipo mecánico necesario para la instalación del émbolo viajero en un pozo de gas puede
dividirse en dos partes: el equipo subsuperficial y el equipo superficial.
Dentro del equipo subsuperficial se encuentra una válvula de pie, un juego de topes recuperables,
un resorte amortiguador y el pistón viajero, mientras que el equipo superficial cuenta con un
lubricador – receptor, una válvula motora y un controlador de ciclos.
Cuando la sarta de producción del pozo no está equipada con un niple de asiento, puede utilizarse
un tope recuperable para posicionar tanto el resorte amortiguador como la válvula de pie (Lizcano,
2002).
Cabe señalar que si en el momento en que el émbolo llega al fondo de la tubería de producción, el
interior de ésta se encuentra sin fluidos, será necesario instalar dos topes recuperables, uno para la
válvula de pie y otro para el resorte amortiguador, ya que la experiencia de la gente de campo de
PEMEX ha demostrado que cuando el émbolo choca en seco con un juego de resorte amortiguador,
válvula de pie y tope recuperable juntos, se tendrán vibraciones que rápidamente provocarán la
falla de la válvula mencionada.
La válvula de pie se encuentra a continuación del tope recuperable, por debajo del resorte del
amortiguador, siendo su función principal permitir el paso de los fluidos en sentido ascendente e
impedir el movimiento de los mismos en el descendente, disminuyendo con esto la presión ejercida
por los líquidos sobre el yacimiento (Lizcano, 2002).
Las partes principales que componen una válvula de pie son: una coraza exterior, dentro de la cual
se encuentra un juego de esfera y asiento reemplazable, además de un conjunto de empacadores
que circundan a dicha estructura (figura 2.14).
El resorte amortiguador es una parte esencial del equipo mecánico requerido para la instalación del
émbolo viajero, ya que éste previene un choque excesivo del pistón cuando cae al fondo de la
tubería de producción, particularmente si el pozo no presenta líquidos sobre el tope recuperable.
Las características operativas necesarias en cualquier émbolo instalado en un pozo de gas son: alta
resistencia al choque y al desgaste, así como ha pegaduras en la tubería de producción. Por otra
parte, dos características más, deseables para la operación del émbolo, se refieren a la habilidad de
caer rápidamente a través de gas y líquidos y a la habilidad de proveer un buen sello contra el
interior de la tubería de producción durante su viaje ascendente.
Existen dos tipos principales de émbolos, los sólidos y los de válvula de varillas; sin embargo,
debido a la baja viscosidad de los condensados presentes, los primeros son los que se utilizan para
pozos de gas, por lo que a continuación se discutirán (Lizcano, 2002).
Dentro de los émbolos sólidos se pueden distinguir cuatro tipos: el pistón con sello turbulento, el
pistón con hojas de expansión, el pistón tipo brocha y el pistón combinado (sello turbulento – hojas
de expansión), estos se describen a continuación:
Pistón con sello turbulento. Consta de una serie de canales cortantes unidos a una barra sólida. El
sello se efectúa por el movimiento rápido del gas por estos canales, generando una turbulencia
dentro de cada uno de estos, lo cual provoca una caída de presión con el movimiento del pistón. Su
aplicación se da principalmente en pozos con problemas de depositación orgánica e inorgánica.
Pistón con hojas de expansión. El diseño de este pistón contempla resortes que sujetan hojas, las
cuales sellan con el diámetro interior de la tubería de producción, de tal manera de reducir al
mínimo el resbalamiento.
Pistón tipo brocha. Este tipo de pistón utiliza una brocha como elemento sellante, aplicándose
principalmente en pozos con producción de arena, debido a que los demás émbolos en presencia de
este elemento y por sus características, pueden atascarse cuando la arena queda atorada entre la
pared interior de la tubería y la cara exterior del pistón.
Pistón combinado. Es una combinación de los émbolos mencionados en los primeros puntos y su
ventaja es que presenta las características de ambos en un solo pistón.
El receptor es usado para sostener el émbolo dentro del lubricador y así facilitar su remoción,
mientras que la función del detector magnético es indicar al controlador de ciclos cuando el émbolo
llega a superficie (Lizcano, 2002).
La válvula motora tiene la función de abrir o cerrar el pozo de tal manera que éste lleve a cabo los
ciclos para el funcionamiento del émbolo viajero. Esta parte importante del equipo mecánico se rige
por el controlador de ciclos, y abre so cierra con el gas proveniente del pozo, aunque también lo
puede hacer con el suministro de un tanque de gas a presión.
Este elemento es el que controla el cierre y apertura del pozo a través de la válvula motora. Aunque
existen dos tipos principales de controladores de ciclo para las instalaciones del émbolo viajero, el
controlador de tiempo es el que se utiliza para pozos de gas, debido a que los controladores de
presión (diseñados para maximizar la producción de aceite) provocarán largos periodos de cierre
que minimizarán la producción de gas.
Como es de suponerse, los controladores utilizados en pozos de gas son programados para abrir o
cerrar la válvula motora después de un cierto tiempo, transcurrido entre el final y el inicio de cada
periodo (Lizcano, 2002).
Es importante mencionar que aunque los tiempos de cierre y apertura se optimizan para maximizar
la producción de gas, el gasto de gas para el caso de yacimientos de gas asociados a un acuífero no
puede sobre pasar al gasto crítico, ya que de suceder así, se provocarán graves daños al yacimiento
como es la digitación del agua entre otros.
Existen diferentes tipos de instalaciones, tanto superficiales como subsuperficiales para el émbolo
viajero en pozos de gas, por lo que en esta sección se discutirán los arreglos que pueden
presentarse.
Los principales arreglos del equipo en superficie utilizado para la instalación del émbolo viajero en
pozos de gas son los siguientes:
En este arreglo, tanto los líquidos como el gas fluyen a través de la tubería de producción. El arreglo
cuenta con dos salidas para los fluidos, una sobre el receptor y otra por debajo del mismo. Durante
el periodo de apertura del pozo (válvula motora abierta) el émbolo viajará junto con el bache de
líquidos sobre éste hasta la superficie, por lo que los líquidos serán guiados a la línea de descarga a
través de las dos salidas mencionadas; sin embargo, una vez que el émbolo llega al lubricador, éste
obstruye la linea1, por lo que el gas tendrá que fluir sólo por la línea 2. Este par de salidas sirven
también para dar una mayor área de flujo para los líquidos, en caso de que el bache sea demasiado
grande (Lizcano, 2002).
Este tipo de arreglo presenta una salida para los fluidos provenientes de TP por la TR. La
descripción del ciclo durante la apertura del pozo difiere de la anterior, ya que para el inicio de éste,
la válvula 1 se abre mientras que la válvula 2 permanece cerrada; de esta manera, el émbolo viajará
junto con el bache de líquidos hasta la superficie, por lo que estos se descargarán por la única línea
existente en TP.
Una vez que el detector registra el arribo del émbolo, el controlador abrirá la válvula 2 y cerrará la
válvula 1, por lo que el gas fluirá por el espacio anular, dando la oportunidad a que éste se pueda
incorporar directamente a un gasoducto debido a la alta presión que lleva consigo.
Este tipo de arreglo opera exactamente igual que el anterior, con la única diferencia de que la línea
2 se encuentra por debajo de la línea 1, sobre el lubricador y no en el espacio anular.
Este arreglo es compatible con los tres arreglos superficiales, siendo su principal característica la
ausencia de empacador, que permitirá tener el equipo mecánico necesario del émbolo viajero lo
más abajo posible dentro de la tubería de producción, provocando una mayor descarga del bache
de líquidos por ciclo. En esta instalación, el gas de empuje entrará por la boca de la tubería de
producción.
Para este tipo de arreglo, es necesario incluir una válvula operante o camisa de circulación que se
encuentre debajo del pistón, de tal manera que durante el periodo de cierre del pozo, el gas entre al
émbolo y la TP salga por esta válvula hacia el espacio anular para su acumulación Por otra parte,
esta camisa permitirá también la entrada a la TP del gas de empuje durante la apertura del pozo. Al
igual que el arreglo anterior, esta instalación también es compatible con los tres arreglos
superficiales más comunes (Lizcano, 2002).
4.9.1.8 VENTAJAS
Es evidente que se obtiene mejorías cuando se utiliza el émbolo viajero como las que a continuación
se describen:
2.- Descarga de un pozo de gas: El pozo de gas que es prevenido de la carga de líquidos, restablecerá
su declinación normal. El incremento en la producción se deberá principalmente a la ausencia de
carga de líquidos. Produciendo gas y líquidos con el menor gradiente y menor contrapresión en el
fondo, el pozo será capaz de producir a su máxima capacidad.
3.-Pozo de alta relación gas aceite: Un pozo de aceite que esta “cabeceando” e intentando elevar
líquidos con gas de formación, produce en forma ineficiente.
4.-Aspecto económico: En este sistema no hay consumo de energía eléctrica ni consumo de gas.
Toda la energía es suministrada por el yacimiento, incluyendo el gas de instrumentación. Además
de esto, está el bajo costo de mantenimiento, generalmente lo único que se desgasta es el émbolo. Si
se nota desgastado puede cambiarse o repararse a un costo mínimo.
4.9.1.9 LIMITACIONES
altura del árbol de válvulas, con el fin de facilitar la remoción del embolo para su mantenimiento o
reparación.
Se deberá tener precaución al considerar pozos que producen arena. Esta arena puede proceder de
la formación o agentes sustentantes empleados en los fracturamientos (Lizcano, 2002). Existen
algunas circunstancias donde los émbolos han operado con la presencia de arena pero durante su
funcionamiento se corre el riesgo de que la herramienta se pegue o se dañen las instalaciones de
producción.
La producción asociada con yacimientos de gas normalmente incluye tanto agua de formación y/o
condensado. La presencia de estos líquidos en la corriente de flujo tiene un impacto significante
sobre las características de flujo del pozo y deben ser acarreados a la superficie por la fase gaseosa
para prevenir la acumulación de líquidos dentro del pozo.
La acumulación de agua y/o condensados en un pozo productor de gas y líquidos, se dará cuando la
velocidad de gas presente en el pozo sea menor a la mínima requerida; de esta manera, se deberá
procurar que la velocidad de flujo sea suficientemente alta con el propósito de evitar la presencia
de tal problema (Lizcano, 2002).
Esta acumulación de líquidos dentro del pozo es conocida también como carga de líquidos. La
acumulación de líquidos se presenta cuando no hay suficiente energía en la fase gaseosa de la
corriente de flujo para transportar y extraer la totalidad de los líquidos que entran al pozo o que se
condensan dentro de él.
Conforme los líquidos se acumulan en el fondo del pozo, el resultado es un incremento en la presión
de fondo y una disminución en la producción del pozo. La acumulación de líquidos es un problema
en muchos pozos viejos así como en algunos pozos nuevos, particularmente en yacimientos
depresionados. Si no se toman medidas para minimizar la carga de líquidos, se limitará
severamente la capacidad del pozo y eventualmente se “matara” al pozo.
El uso de la tubería flexible (TF) como una sarta de velocidad ha resultado ser una alternativa
viable y económica para continuara e incrementar la producción en pozos que experimentan
problemas de carga de líquidos. La TF se instala dentro de la TP o TR existentes, lo que reduce el
área de flujo.
Esta reducción en el área de flujo da como resultado un incremento en la velocidad del flujo de gas
para una razón de flujo dada. Si el yacimiento puede producir a esta razón y a una presión de fondo
fluyendo (Pwf) resultante, el incremento en la velocidad del gas dará como resultado un aumento en
la capacidad del pozo para descargar los líquidos.
Las instalaciones de sartas de velocidad pueden ser ejecutadas bajo condiciones de pozo fluyendo
con lo que se elimina los costos asociados con el control de pozo (Lizcano, 2002).
La tubería flexible es el sistema utilizado para prevenir la acumulación de líquidos, el cual consta de
una tubería de diámetro pequeño (comúnmente de 1 pulgada o mayor), que tiene la característica
de no ser rígida, y que se introduce por el interior de la tubería de producción hasta la zona de
disparos.
La técnica utilizada con este sistema para la descarga de líquidos en pozos de gas opera con el
principio de incrementar la velocidad del gas producido para permitir el acarreo de los líquidos a la
superficie, esto debido a que se provee una reducción del área de flujo.
De esta forma se puede cambiar la tubería flexible de diámetro adecuado, para provocar que la
velocidad del gas del pozo sea siempre mayor a la velocidad mínima requerida, garantizando de
esta manera que el pozo esté siempre libre de líquidos; sin embargo aunque esto parece sencillo,
conjuntamente con las posibles reducciones del diámetro, se deberá analizar el incremento de las
pérdidas de presión por fricción y del resbalamiento, ya que esto, en ciertos casos, pueden ser una
limitante (Lizcano, 2002).
La TF es colgada de la cabeza del pozo utilizando un colgador. Esto da como resultado un efecto
mínimo sobre la funcionalidad de la cabeza del pozo. El procedimiento general para colgar la
tubería flexible como una sarta de velocidad es el siguiente:
Para remover la tubería flexible se requiere controlar el pozo, desganchar el colgador y la tubería
con el equipo de tubería flexible (camión).
Antes de extraer la tubería debe controlarse el pozo o taponarse la tubería y desfogar la presión si
se tiene depósitos de parafina, el pozo debe ser lubricado antes de sacar la tubería. El aceite caliente
puede servir para controlar el pozo (Lizcano, 2002).
El mantenimiento después de que la tubería flexible es instalada podría incluir cortes periódicos de
parafina y tratamientos con inhibidores de corrosión, para evitar problemas posteriores.
4.9.2.3 VENTAJAS.
El uso de la tubería flexible para descargar los líquidos de los pozos de gas se ha llevado a cabo
desde la mitad de los años 80, resultando en incrementos de aproximadamente el 80% de la
producción de gas, con respecto a la producción obtenida antes de instalarla (Lizcano, 2002). Las
ventajas principales al utilizar esta técnica son:
4) Rápida instalación.
La tubería flexible tiene del rango de ¾” a 2¾” de diámetros exteriores. Para cada diámetro
diferente de tubería existen también varios espesores de pared disponibles. La sarta de velocidad
más común es de 1” de diámetro externo, la cual ha sido corrida satisfactoriamente hasta 20,000
pies de profundidad.
4.9.2.4 LIMITACIONES
La tubería flexible puede presentar problemas por acumulación de parafinas que pueden taponarla
(en el caso que se utilice para yacimientos de aceite). La formación de parafina en el fondo del pozo
depende de las propiedades del aceite del pozo y del perfil de temperatura.
Un pozo con problemas de taponamiento por parafina antes de instalar la sarta de velocidad es de
esperarse que continúe con estos problemas, por lo que se deben tomar medidas para tener este
problema bajo control.
Otras desventajas que se presentan en la sarta de velocidad son inherentes al pequeño diámetro de
la tubería y no a la tubería flexible como tal. Con un mantenimiento adecuado se pueden minimizar
algunos problemas (Lizcano, 2002).
Una desventaja es el incremento en el riesgo de matar al pozo. En una tubería de 1¼” de diámetro,
por ejemplo, un barril de agua equivale a 385 psi de presión hidrostática. En una tubería de 2¾”, un
barril de agua equivale a 112 psi de presión hidrostática.
Debido a que la sarta de velocidad está instalada en pozos con baja presión de fondo, cualquier
presión hidrostática adicional puede afectar la condición fluyente del pozo.
Un pozo de gas comienza a cargarse con líquidos cuando la velocidad de la fase gaseosa en la
tubería llega a ser menor que la velocidad crítica para transportar la fase líquida, tanto agua de la
formación o condensado, a la superficie (Lizcano, 2002).
Una vez que la velocidad del gas llega a ser insuficiente para acarrear la fase líquida, los líquidos
comenzarán a acumularse en el fondo del pozo imponiendo una contrapresión en la formación, lo
cual impedirá la producción de gas y el arrastre de los líquidos. Este proceso de acumulación de
líquidos se puede resumir en las siguientes cuatro etapas:
ETAPA 1. Sobre la terminación inicial un pozo de gas normalmente tiene suficiente velocidad del
gas para transportar los líquidos a la superficie. En esta etapa, la velocidad del gas es igual o mayor
a la velocidad mínima del gas requerida para la remoción continúa de los líquidos en el pozo.
Esta es normalmente la etapa de mayor duración debido a la alta presión inicial del yacimiento y al
alto gasto inicial del gas. La figura 4.24a muestra las gotas del líquido que están suspendidas en el
núcleo de alta velocidad del gas y que están siendo transportadas a la superficie.
ETAPA2. Conforme pasa el tiempo, la presión del yacimiento disminuirá provocando una
disminución en el gasto de gas. Debido a que la velocidad del gas es indirectamente proporcional al
gasto del gas, la velocidad del gas disminuirá consecuentemente.
Una vez que la velocidad del gas está debajo de la velocidad crítica necesaria para remover
continuamente los líquidos, las gotas suspendidas en la fase gaseosa comenzarán a moverse hacia
abajo y acumularse en el fondo del pozo.
Esto provocará una restricción en el área efectiva de flujo del gas e impedirá la producción de gas.
La figura 4.24b muestra el líquido comenzando a acumularse en el fondo del pozo. El operador
encargado del pozo notará una disminución en la producción de gas durante esta etapa.
ETAPA 3. Como se mencionó anteriormente, los líquidos acumulados en el fondo del pozo actúan
como un estrangulador de fondo disminuyendo el área efectiva de flujo para la fase gaseosa.
La velocidad del gas es inversamente proporcional al área de flujo, por lo que la velocidad del gas se
incrementará.
Esta reducción en el área de flujo ocasiona una caída de presión más grande a través de la columna
de líquido acumulada. Esta caída de presión se incrementara hasta que la presión corriente abajo
alcance la presión necesaria para arrastrar los líquidos de la tubería.
ETAPA 4. Normalmente un pozo estará repitiendo las etapas 2 y 3. Sin embargo, conforme pase el
tiempo, el tiempo diferencial entre los baches de líquido producido en la superficie será cada vez
más grande.
Esto es debido al incremento en el tiempo para que la presión del yacimiento alcance la presión
necesaria para arrastrar el bache de líquido en la tubería.
Finalmente, la contrapresión ejercida sobre la formación por los líquidos acumulados rebasará a la
energía disponible en el yacimiento, y entonces, el pozo se llenará y dejará de fluir como se muestra
en la figura 4.30d.
Si bien las barras espumantes han sido utilizadas por muchos años, casi no hay literatura disponible
en el funcionamiento de éstas (Lizcano, 2002). El uso de barras espumantes es una técnica que
consiste en agregar productos químicos al pozo (surfactantes) ya sea por el espacio anular o por el
interior de la tubería de producción, con el fin de que estos se pongan en contacto con los líquidos
acumulados dentro del mismo.
El principio utilizado en este sistema se basa en el hecho de que al reaccionar el surfactante con los
líquidos, se provocará una reducción de la tensión superficial de estos últimos, con lo que pasarán a
formar parte de un nuevo estado espumoso, el cual sí puede ser descargado en forma continua por
el gas proveniente del yacimiento, esto debido a una reducción de pérdidas de presión por
elevación. Generalmente dichas barras están envueltas en un tubo de papel o cartón, o bien en una
bolsa de polietileno sellada, lo cual permite un tratamiento rápido y a bajo costo.
De las barras mencionadas, tanto la primera como la segunda se agregan de acuerdo al tipo de
líquidos presente en el pozo, mientras que la tercera se utiliza adicionalmente a las primeras, en
caso de que el pozo no aporte la cantidad de gas suficiente para formar la espuma.
Cabe señalar que adicionalmente a los surfactantes, las barras espumantes pueden contener,
además inhibidores de corrosión, de parafina, de incrustaciones y otros químicos que de alguna
manera ayuden a beneficiar el comportamiento del pozo (Lizcano, 2002). La información útil para
operar o solicitar un tratamiento con barras espumantes es la siguiente:
Antes de iniciar con estas actividades es necesario verificar que se tenga fácil acceso a las válvulas
del árbol, por medio de un andamio o piso de maniobras, si no es así, por ningún motivo se deberá
intentar efectuar esta operación (Lizcano, 2002).
1. Verificar que el pozo tenga línea de descarga al quemador y que este anclada.
2. Cerrar la válvula maestra y la lateral del pozo a la línea de descarga, girando el volante en el
sentido de las manecillas del reloj.
3. Abrir la válvula lateral al quemador para depresionar la cruceta del árbol y posteriormente
abrir totalmente la válvula de sondeo.
4. Introducir una barra, dejándola caer al espacio entre la válvula maestra y la de sondeo.
5. Cerrar la válvula lateral al quemador y la de sondeo, y posteriormente abrir la válvula maestra
para permitir el paso de la barra hacia el interior de la tubería de producción.
6. Cerrar la válvula maestra nuevamente y repetir el procedimiento a partir del punto 3, tantas
veces como barras se pretenda introducir al pozo.
7. Esperar a que las barras introducidas reaccionen con los líquidos del pozo y posteriormente
abrir la válvula lateral la línea de descarga. No se deberá inducir el pozo a la atmosfera una vez
que han sido introducidas las barras espumantes.
Al inicio de las operaciones, si al abrir el pozo a la atmósfera, éste se abate totalmente, se pueden
introducir en un solo ciclo las barras que se desee y se continuará el procedimiento normal.
Los pozos de gas que son fluyentes necesitan ayuda conforme su tiempo de vida avance y el líquido
se presente en ellos. Se puede mejorar el flujo utilizando barras espumantes de condensado para
aligerar la columna del líquido, ya sea condensado o agua si está presente. Un tratamiento
normalmente involucrará únicamente de 1 a 3 barras diarias. El tratamiento debe empezarse antes
de que el nivel del fluido llegue demasiado alto (Lizcano, 2002).
Las barras espumantes han sido utilizadas en la industria petrolera por cerca de cuarenta años.
Conforme los pozos de gas (y pozos de aceite) declinan, comienzan a tener problema con la entrada
de agua en el fondo del pozo.
Esto comienza por crear un verdadero problema en la producción cuando la columna de agua
supera unos cientos de pies de altura, la presión generada en el fondo es igual a la altura de la
columna de agua por la densidad del fluido.
Tan pronto la altura de la columna de líquido crea la suficiente presión e iguala a la presión de la
formación, la producción de gas se reducirá a cero.
Un operador que esté atento notará un decremento del volumen de gas producido en la superficie,
lo cual es un indicador de que el agua probablemente este aumentando en el pozo y por lo tanto se
deberán utilizar las barras espumantes para controlar esta situación.
Es mucho más fácil remover una pequeña cantidad de agua del pozo que esperar hasta que el pozo
éste casi muerto o muerto antes de empezar a utilizar un tratamiento de barras espumantes
(Lizcano, 2002).
Estas barras son dispersas en condensado y solubles en agua que contienen surfactantes que
producen espuma en columnas de agua y condensado. Son utilizadas para incrementar la
producción de gas al remover el condensado y el agua del pozo.
En pozos que tienen una temperatura de fondo menor a 130 °F es necesaria la presencia de agua
para mejorar la acción espumante. Estas barras se recomiendan utilizar cuando más del 75% de la
columna de líquido es condensado si la columna de líquido contiene más del 25% de agua, se
recomienda utilizar una combinación de barras que reaccionan solamente en agua y barras que
reaccionan en agua y condensado (Lizcano, 2002).
Una vez que el condensado se remueve de los pozos con el uso de las barras, se debe de comenzar
un programa regular utilizando un número pequeño de barras (comúnmente 1 a 2) para desalojar
el agua conforme ésta entra al pozo (antes de que la contrapresión sea muy grande) (Lizcano,
2002).
Al hacer esto a tiempo, se tiene disponible una mayor presión del yacimiento para ayudar en el
arrastre de la espuma y formar parte del tratamiento.
El número de barras a utilizar esta en función del volumen del líquido acumulado sobre el intervalo
productor. Algunas pruebas indican que los mejores resultados fueron obtenidos un tratamiento
inicial de 0.5 a 1% en peso de las barras al líquido. Esto es, se requiere de 1.75 a 3.50 lbs de
surfactante por cada barril de fluido a remover (Lizcano, 2002).
Las barras generadoras de gas son barras sólidas solubles en agua diseñadas para generar gas y
proveer energía de agitación por medio del agente espumante en pozos de gas totalmente muertos
debido a la acumulación de agua (Lizcano, 2002).
Las barras generadoras de gas contienen un surfactante espumante y u agente generador de gas. El
gas generado al contacto de las barras con el agua es gas acetileno. El gas acetileno es similar al gas
natural, es inflamable y en altas concentraciones es venenoso.
Si bien se producirá una pequeña cantidad de espuma al emplear estas barras, es recomendable un
tratamiento previo con barras generadoras de espuma para obtener más espuma y reducir la
contrapresión hidrostática sobre la formación permitiendo al gas natural atravesar la formación y
arrancar el pozo. Las barras generadoras de gas son únicas en su género debido a que producen gas
y algo de espuma conforme la barra se disuelve (Lizcano, 2002).
La barra no depende de la producción de gas natural para agitar el agente espumante y producir
espuma, pero es necesario que la barra generadora de gas se disuelva en agua para producir gas. Si
el pozo está produciendo un volumen pequeño de gas, se recomienda utilizar las barras
generadoras de espuma.
El número de barras a utilizar está basado en el volumen de agua acumulado sobre el intervalo
productor. Las pruebas de campo indican que los mejores resultados han sido obtenidos utilizando
un tratamiento inicial de 0.5 a 1% en peso de las barras generadoras de gas al líquido acumulado.
Un tratamiento de 0.5 a 1% en peso requerirá de 1.75 a 3.50 lbs de barra por cada barril de agua a
agitarse. Esto es, de 2 a 4 barras (1 ¼” x 18”) por un barril de agua.
CAPÍTULO 5
EJEMPLO DE MÉTODO DE PERFORACIÓN (BURGOS 83)
El pozo se perforó a una distancia de 45 [m] del pozo Burgos 30, ubicado en una macropera tipo sky
top (Fig. 5.1), la profundidad programada del pozo es de 2,200 (m.v.b.k.b.). La tabla 5.2., muestra
las coordenadas U.T.M., de la superficie y el objetivo; así como también las coordenadas geográficas.
Fig. 5.1 Localización del pozo Burgos 83 en la Macropera tipo sky top
(Tomado del reporte de actividades de perforación, PEMEX 2008).
PROFUNDIDAD ESPESOR
EDAD O FORMACIÓN LITOLOGÍA PROBABLE
(MBMR) (M)
E. JACKSON AFLORA 777 Lutita
E. YEGUA 777 241 Lutita – arenisca
E. COOK MOUNTAIN 1018 494 Lutita – arenisca
CM – 1 1512 142 Arenisca
E. QUEEN CITY 1654 76 Lutita – arenisca
QUEEN CITY 2 1730 63 Arenisca
QUEEN CITY 3 1793 186 Arenisca
QUEEN CITY 4 1979 74 Arenisca
QUEEN CITY 5 2053 236 Arenisca
PROFUNDIDAD TOTAL 2200
INTERVALO
REGISTRO
(M.V.B.K.B)
DOBLE INDUCCIÓN (RG) 150 – 2200
5.7.1 BARRENAS
Las barrenas seleccionadas para el pozo Burgos 83, se obtuvo mediante un análisis de pozos de
correlación que fueron perforados en esta misma área, la tabla 5.6., muestra las características de
las barrenas que se utilizaron y los intervalos donde fueron ocupadas.
INTERVALO DIÁMETRO
ETAPA TIPO
(MBMR) (PG)
INTERVALO DIÁMETRO
ETAPA TIPO
(m.b.m.r.) (Pg)
7.0 1.55
INTERMEDIA 7 “ 23# N – 80 BCN 0 – 1064
6.3 1.89
PRUEBA DE
RESISTENCIA RESISTENCIA PRUEBA DE
TR PREVENTORES
PRESIÓN INTERNA AL COLAPSO CABEZAL
Y CONEXIONES
PRODUCCIÓN ESPERADA
DE A
(mbmr) (mbmr) ACEITE GAS
(BPD) (MMPCD)
PERFORACIÓN 15 DIAS
TERMINACIÓN 7 DIAS
TOTAL 22 DIAS
24 DE SEPTIEMBRE DE
FECHA PROGRAMADA PARA EL INICIO DE LA PERFORACIÓN
2008
Tabla 5.12. Tiempo programado para la perforación del pozo Burgos 83.
PERFORACIÓN 8,042,394.99
TERMINACIÓN 1,782,000.00
TOTAL 9,824,394.99
Tabla 5.13. Costos estimados de la perforación y terminación del pozo Burgos 83.
Acum. Acum.
UNITARIO Prof.
Fase Total
[hrs] [m]
[Días] [Días]
Armar BHA 6 1/8” con sarta de navegación y bajar @ CF 12 0.50 12.02 1207
Tiempo total de perforación del pozo Burgos 83. 361 15.04 19.04
Para la perforación de esta etapa se utilizo una barrena PDC DSX117 (4 Aletas cortadores de 19
mm) con 4 toberas de 12/32” y 4 de 9/32”. Como lodo de perforación se utilizo un lodo bentonítico
no contaminante, ya que este agujero atraviesa los acuíferos superficiales. Se perforo los primeros
20 metros con bajo gasto, para evitar que las paredes del agujero se laven y/o existan pérdidas de
circulación. Se tuvo estricto control de la viscosidad del lodo, para tener una buena limpieza del
pozo, así como también una estricta vigilancia en los parámetros de tensión y torsión de la sarta al
momento de estar perforando o realizando el viaje a superficie.
En esta sección se utilizo una barrena DSX117GSW (4 Aletas cortadores de 19 mm) con 4 toberas
de 12/32” con sarta direccional. El plan direccional contemplo iniciar la construcción de ángulo a
180 m, con severidades de 2.5°/30 m, hasta alcanzar un ángulo máximo de 25 grados a 480 m MD
/470.57 m TVD. De la profundidad de 480 [m] MD a la profundidad final de la etapa (1,064[m] MD)
se perforo de manera tangencial con un ángulo de 25 grados. En esta sección se perforo las
formaciones del Eoceno Jackson y Eoceno Yegua, las cuales tienen valores bajos de presión de poro,
la densidad final programada fue de 1.35 gr/cm3 a 1,064 m (1,000 m TVD) al final de la sección de 8
½”. Se tuvo especial cuidado a la profundidad de 600 a 750 m MD donde se observa una zona de
baja presión de acuerdo al análisis de geopresiones del pozo de correlación Burgos 132. Por lo cual
se tuvo un estricto control de las propiedades reológicas del lodo.
También se tuvo especial cuidado con la limpieza del agujero ya que de acuerdo a los pozos de
correlación esta sección es de altos ROP´s, por lo cual se circulo cuando fue necesario para evitar
exceso de recortes en el espacio anular e inducir pérdida de circulación. Cuando se inicio la
circulación con la TR de 7” en profundidad se inicio a bajo gasto y con una sola bomba hasta
observar buen retorno en superficie, después se incremento el gasto hasta obtener la misma
velocidad anular que se obtuvo durante la perforación.
En esta sección se utilizó una barrena PDC RSX516M-A1 (5 Aletas cortadores de 16 mm) con sarta
direccional para realizar el decremento de ángulo a 1227 m MD / 1148 m TVD y estar verticales a
1,527 m MD / 1,438 m TVD. Se continuo perforando hasta la profundidad final de 2,289 m MD /
2,200 m TVD manteniendo el control de la verticalidad. La densidad que se tuvo para sacar la
barrena a superficie fue de 1.67 gr/cm3, al igual que en la etapa anterior se tuvo un estricto control
de la densidad del lodo ya que en el pozo Burgos 10 terminó de perforar con una densidad de 1.53
gr/cm3. Debido a esto se tuvo un estricto control de las propiedades reológicas del lodo. Cuando se
llegó a la profundidad final del pozo se circulo el tiempo necesario para garantizar la limpieza del
agujero, se realizó viaje de reconocimiento a la zapata de 7”, para verificar las condiciones del pozo.
Las tablas que se presentan a continuación, muestran las características de los accesorios utilizados
en las sartas de perforación, los fluidos y agujero, de cada etapa de perforación.
La tabla 5.17., muestra la longitud del agujero que se perforó, la densidad del lodo de perforación y
el factor de flotación, la tabla 5.18., contiene las características y cantidades de los accesorios, que
se necesitaron para la perforación y finalmente la tabla 5.19., muestra las características de la
bomba y barrena que se utilizarón para la perforación de esta etapa. Cabe mencionar que el peso
disponible sobre la BNA (BHA) fue de 13.59 toneladas y el margen de tensión disponible con
flotación en tubería de perforación fue de 84.16 toneladas.
CANTIDAD SARTA DE Diam. Ext. Diam. Int. O Longitud (m) Longitud Longitud Peso en aire Peso con Flot Peso con Flot Tensión
FONDO (Pulg.) Peso/metro Total (m) Acum. (m) (Ton) (Ton) Acum. Máxima
(Ton) (Ton)
10 4 ½” Tubería 4 ½” 2 7/8” 9.45 90.59 150 5.81 4.96 15.99 115
Extra –
5 Pesada
6 ½” 6 ½” 2 3/16” 9.45 47.25 59.41 11.08 9.45 11.03
Lastrabarren
a – Espiral
1 12 - 1/8” X 6 6 ½” 2 1/4” 1.7 1.7 12.16 0.25 0.21 1.58
½”
1 Estabilizador
6 ½” 6 ½” 2 13/16” 9.3 9.3 10.46 1.27 1.08 1.36
Lastrabarren
a – Espiral
1 6 ½” 6 ½” 2 1/4” 1 1 1.16 0.23 0.2 0.28
Portabarrena
C/válvula de
flotación
1 12 ¼” 12 ¼” 1 ½” 0.16 0.16 0.16 0.09 0.08 0.08
Barrena
19 TON 16 TON
CAMISAS DE BOMBAS: 5 ½” X 8”
BNA PDC FM 2565 TOB 8 12/32” TFA=0.884
PSB 2/15 TON RPM 60/120
GPM: 600 PRESIÓN BOMBA: 901 PSI
La tabla 5.20., muestra la longitud del agujero que se perforó, la densidad del lodo de perforación y
el factor de flotación, la tabla 5.21., contiene las características y cantidades de los accesorios, que
se necesitaron para la perforación y finalmente la tabla 5.22., muestra las características de la
bomba y barrena que se utilizaron para la perforación de esta etapa. Cabe mencionar que el peso
disponible sobre la BNA (BHA) fue de 16.55 toneladas, el peso disponible sobre la barrena debajo
del martillo fue de 8.46 toneladas y el margen de tensión disponible con flotación en tubería de
perforación fue de 69.40 toneladas.
CAMISAS DE BOMBAS: 5 ½” X 8”
BNA PDC FM X 453 TOB 6 12/32” TFA=0.663
PSB 2/12 TON RPM 80 + MF
GPM: 450 – 400 PRESIÓN BOMBA: 1700 PSI
La tabla 5.23., muestra la longitud del agujero que se perforó, la densidad del lodo de perforación y
el factor de flotación, la tabla 5.24., contiene las características y cantidades de los accesorios, que
se necesitaron para la perforación y finalmente la tabla 5.25., muestra las características de la
bomba y barrena que se utilizaron para la perforación de esta etapa. Cabe mencionar que el peso
disponible sobre la BNA (BHA) fue de 7.28 toneladas, el peso disponible sobre la barrena debajo del
martillo fue de 4.03 toneladas y el margen de tensión disponible con flotación en tubería de
perforación fue de 62.04 toneladas.
CAMISAS DE BOMBAS: 5 ” X 8”
BNA PDC FM 2463 TOB 4 13/32” TFA=0.518
PSB 2/8 TON RPM 80 + MF
GPM: 220 PRESIÓN BOMBA: 2707 PSI
Los pozos de correlación que se utilizaron para la selección de las barrenas fueron los siguientes:
Burgos 148,192, 207, 216,10, 531, 604, 609, 623. Al final de las descripciones de las barrenas para
cada etapa se presenta la tabla 5.29., la cual contiene las características y recomendaciones de uso
para cada una de las barrenas.
Se utilizó una barrena PDC Tipo FM2565 con 8 toberas de 12/32” TFA 0.884 in2. Barrena de cuerpo
de Matriz, serie 2000, 5 aletas, cortadores de 19 mm Ring Claw, (Fig. 5.2). La formación que se
perforo fue la Eoceno Jackson que aflora, está constituida por Lutita suave y plástica. . Las
características del fluido que se ocupo se presentan en la tabla 5.26.:
Viscosidad plástica 18 cp
Fig. 5.2. Barrena PDC Tipo FM2565 con 8 toberas de 12/32” TFA 0.884 in2. (Tomado de
reporte de perforación del pozo MOJARREÑAS 540 DIR: PEMEX, 2008).
Se utilizó una barrena PDC Tipo FMX453 con 6 toberas 12/32” TFA 0.663 in2. Barrena de cuerpo de
Matriz, 4 aletas, cortadores de 16 mm Development Cutter, (Fig. 5.3). Utilizada para perforar la
formación Eoceno Jackson, está constituida por Lutita suave y plástica. Las características del fluido
que se ocupo se presentan en la tabla 5.27.:
Viscosidad plástica 20 cp
Fig. 5.3. Barrena PDC Tipo FMX453 con 6 toberas 12/32” TFA 0.663 in2.
(Tomado de reporte de perforación del pozo MOJARREÑAS 540 DIR: PEMEX, 2008).
Se utilizó una barrena PDC tipo FM2463 con 4 Toberas de 13/32” TFA 0.518 in2. Barrena de cuerpo
de matriz, 4 aletas, cortadores de 19 mm, (Fig. 5.4). Utilizada para perforar la formación Eoceno
Cook Mountain, está constituida por Lutita suave con horizontes de Arenisca de granos medios,
semicompacta, también se utilizó para perforara la formación Queen City, constituida por una
intercalación de Lutitas semiduras y Areniscas de granos medios. Las características del fluido que
se ocupo se presentan en la tabla 5.28.:
Viscosidad plastica 30 cp
Fig. 5.4. Barrena PDC tipo FM2463 con 4 Toberas de 13/32” TFA 0.518 in2.
(Tomado de reporte de perforación del pozo MOJARREÑAS 540 DIR: PEMEX, 2008).
No MEDIDA TIPO IADC TOBERAS T.F.A PROF. METROS ESTIMADO RECOMENDADO GASTO LODO PSI
ROP
32’s 32’s SALIDA. HRS PESO TONS RPM GR/CC
MT/HR
1.15
1 12 ¼” FM2565 M324 8 12 0.884 150 150 2.7 55.6 2 – 15 60-120 600 901
BENTON
1.35
2 8 ½” FMX453 S434 6 12 0.663 1064 914 13 70.3 2 – 12 80+MF 425 1,700
E.INVER
1.67
3 6 1/8” FM2463 F424 4 13 0.518 2289/3011 1225/722 37 33.1 02-ago 80+MF 220 2,707
E.INVER
Las tablas 5.30., 5.31. y 5.32., contienen los parámetros más sobresalientes durante la perforación
del pozo Burgos 83; así como también las profundidades de asentamiento y localización de los
horizontes productores.
Ritmo de
Profundidad Profundidad Sección Ritmo de Velocidad
Inclinación +N/-S +E/-W construcción de
Medida Azimuth [°] Vertical Vertical construcción de giro
[°] [m] [m] la pata de perro
[m] [m] [m] [°/30m] [°/30m]
[°/30m]
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
30.00 0.00 0.00 30.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
60.00 0.00 0.00 60.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
90.00 0.00 0.00 90.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
120.00 0.00 0.00 120.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
150.00 0.00 0.00 150.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
9 5/8 "
180.00 0.00 0.00 180.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Inicia construcción 2.500
210.01 2.50 211.43 210.00 -0.56 -0.34 0.65 2.50 2.50 0.00
240.08 5.01 211.43 240.00 -2.24 -1.37 2.62 2.50 2.50 0.00
270.26 7.52 211.43 270.00 -5.05 -3.08 5.92 2.50 2.50 0.00
300.62 10.05 211.43 300.00 -9.00 -5.50 10.55 2.50 2.50 0.00
331.22 12.60 211.43 330.00 -14.13 -8.64 16.56 2.50 2.50 0.00
362.12 15.18 211.43 360.00 -20.46 -12.50 23.98 2.50 2.50 0.00
393.41 17.78 211.43 390.00 -28.03 -17.13 32.86 2.50 2.50 0.00
425.16 20.43 211.43 420.00 -36.90 -22.55 43.25 2.50 2.50 0.00
457.47 23.12 211.43 450.00 -47.13 -28.80 55.23 2.50 2.50 0.00
480.00 25.00 211.43 470.57 -54.97 -33.59 64.42 2.50 2.50 0.00
Start 747.26 hold at 480.00 MD
490.40 25.00 211.43 480.00 -58.72 -35.88 68.81 0.00 0.00 0.00
523.51 25.00 211.43 510.00 -70.65 -43.18 82.80 0.00 0.00 0.00
556.61 25.00 211.43 540.00 -82.59 -50.47 96.79 0.00 0.00 0.00
589.71 25.00 211.43 570.00 -94.53 -57.77 110.78 0.00 0.00 0.00
622.81 25.00 211.43 600.00 -106.46 -65.06 124.77 0.00 0.00 0.00
655.91 25.00 211.43 630.00 -118.40 -72.36 138.76 0.00 0.00 0.00
689.01 25.00 211.43 660.00 -130.34 -79.65 152.75 0.00 0.00 0.00
722.11 25.00 211.43 690.00 -142.27 -86.95 166.74 0.00 0.00 0.00
755.21 25.00 211.43 720.00 -154.21 -94.24 180.73 0.00 0.00 0.00
788.32 25.00 211.43 750.00 -166.15 -101.54 194.72 0.00 0.00 0.00
818.11 25.00 211.43 777.00 -176.89 -108.10 207.31 0.00 0.00 0.00
Tabla 5.30. Parámetros medidos durante la perforación del pozo burgos 83.
Ritmo de
Profundidad Profundidad Sección Ritmo de Velocidad
Inclinación +N/-S +E/-W construcción de
Medida Azimuth [°] Vertical Vertical construcción de giro
[°] [m] [m] la pata de perro
[m] [m] [m] [°/30m] [°/30m]
[°/30m]
E. Yegua
821.42 25.00 211.43 780.00 -178.08 -108.83 208.71 0.00 0.00 0.00
854.52 25.00 211.43 810.00 -190.02 -116.13 222.70 0.00 0.00 0.00
887.62 25.00 211.43 840.00 -201.96 -123.42 236.69 0.00 0.00 0.00
920.72 25.00 211.43 870.00 -213.89 -130.72 250.67 0.00 0.00 0.00
953.82 25.00 211.43 900.00 -225.83 -138.01 264.66 0.00 0.00 0.00
986.92 25.00 211.43 930.00 -237.77 -145.31 278.65 0.00 0.00 0.00
1,020.03 25.00 211.43 960.00 -249.70 -152.60 292.64 0.00 0.00 0.00
1,053.13 25.00 211.43 990.00 -261.64 -159.90 306.63 0.00 0.00 0.00
1,064.16 25.00 211.43 1,000.00 -265.62 -162.33 311.29 0.00 0.00 0.00
7"
1,084.02 25.00 211.43 1,018.00 -272.78 -166.71 319.69 0.00 0.00 0.00
Cook Mountain
1,086.23 25.00 211.43 1,020.00 -273.58 -167.19 320.62 0.00 0.00 0.00
1,119.33 25.00 211.43 1,050.00 -285.51 -174.49 334.61 0.00 0.00 0.00
1,152.43 25.00 211.43 1,080.00 -297.45 -181.78 348.60 0.00 0.00 0.00
1,185.53 25.00 211.43 1,110.00 -309.39 -189.08 362.59 0.00 0.00 0.00
1,218.63 25.00 211.43 1,140.00 -321.32 -196.37 376.58 0.00 0.00 0.00
1,227.26 25.00 211.43 1,147.81 -324.43 -198.27 380.22 0.00 0.00 0.00
Star Drop - 2.500
1,251.54 22.98 211.43 1,170.00 -332.86 -203.42 390.09 2.50 -2.50 0.00
1,283.82 20.29 211.43 1,200.00 -343.01 -209.63 401.99 2.50 -2.50 0.00
1,315.54 17.64 211.43 1,230.00 -351.80 -215.00 412.30 2.50 -2.50 0.00
1,346.81 15.04 211.43 1,260.00 -359.31 -219.59 421.10 2.50 -2.50 0.00
1,377.69 12.46 211.43 1,290.00 -365.57 -223.42 428.44 2.50 -2.50 0.00
1,408.28 9.91 211.43 1,320.00 -370.64 -226.51 434.37 2.50 -2.50 0.00
1,438.62 7.39 211.43 1,350.00 -374.53 -228.89 438.94 2.50 -2.50 0.00
1,468.80 4.87 211.43 1,380.00 -377.28 -230.57 442.16 2.50 -2.50 0.00
1,498.86 2.37 211.43 1,410.00 -378.90 -231.56 444.05 2.50 -2.50 0.00
1,527.26 0.00 0.00 1,438.39 -379.40 -231.87 444.64 2.50 -2.50 0.00
Start 761.61 hold at 1527.26 MD
1,528.87 0.00 0.00 1,440.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,558.87 0.00 0.00 1,470.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,588.87 0.00 0.00 1,500.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,600.87 0.00 0.00 1,512.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
Tabla 5.31. Parámetros medidos durante la perforación del pozo burgos 83.
Ritmo de
Profundidad Profundidad Sección Ritmo de Velocidad
Inclinación +N/-S +E/-W construcción de
Medida Azimuth [°] Vertical Vertical construcción de giro
[°] [m] [m] la pata de perro
[m] [m] [m] [°/30m] [°/30m]
[°/30m]
CM - 1
1,618.87 0.00 0.00 1,530.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,648.87 0.00 0.00 1,560.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,678.87 0.00 0.00 1,590.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,708.87 0.00 0.00 1,620.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,738.87 0.00 0.00 1,650.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,742.87 0.00 0.00 1,654.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
E. Queen City
1,768.87 0.00 0.00 1,680.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,798.87 0.00 0.00 1,710.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,818.87 0.00 0.00 1,730.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
QC-2
1,828.87 0.00 0.00 1,740.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,858.87 0.00 0.00 1,770.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,881.87 0.00 0.00 1,793.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
QC-3
1,888.87 0.00 0.00 1,800.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,918.87 0.00 0.00 1,830.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,948.87 0.00 0.00 1,860.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
1,978.87 0.00 0.00 1,890.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,008.87 0.00 0.00 1,920.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,038.87 0.00 0.00 1,950.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,067.87 0.00 0.00 1,979.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
QC-4
2,068.87 0.00 0.00 1,980.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,098.87 0.00 0.00 2,010.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,128.87 0.00 0.00 2,040.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,141.87 0.00 0.00 2,053.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
QC-5
2,158.87 0.00 0.00 2,070.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,188.87 0.00 0.00 2,100.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,218.87 0.00 0.00 2,130.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,248.87 0.00 0.00 2,160.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,278.87 0.00 0.00 2,190.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
2,288.87 0.00 0.00 2,200.00 -379.40 -231.87 444.64 0.00 0.00 0.00
TD at 2288.87
Tabla 5.32 Parámetros medidos durante la perforación y ubicación de los horizontes
productores del pozo Burgos 83.
Las siguientes tablas son un resumen de las tuberías colocadas y formaciones perforadas en el
pozo Burgos 83. La tabla 5.33., indica la profundidad medida, la profundidad vertical, el nombre y
diámetro de las tuberías colocadas en el pozo, así como también el diámetro del agujero en el cual
fueron asentadas. La tabla 5.34., contiene de igual forma la profundidad medida y profundidad
vertical de las formaciones u horizontes ubicados durante la perforación del pozo.
Profundidad Profundidad
Nombre Dip [°]
Medida [m] Vertical [m]
818.11 777.00 E.Yegua 0.00
1084.02 1018.00 Cook Mountain 0.00
1600.87 1512.00 CM-1 0.00
1742.87 1654.00 E. Queen City 0.00
1818.87 1730.00 QC-2 0.00
1881.87 1793.00 QC-3 0.00
2067.87 1979.00 QC-4 0.00
2141.87 2053.00 QC-5 0.00
Tabla 5.34. Profundidad de los horizontes encontrados durante la perforación del pozo
Los datos obtenidos anteriormente correspondes a las etapas de perforación del pozo Burgos 83, la
figura 5.5 muestra el diseño del pozo, así como también la profundidad de asentamiento de las
tuberías de revestimiento, la cima de las formaciones y los ángulos de desviación.
Etapa I
Intervalo: 0-150 m,
Fluido: Base Agua Bentonítico.
Rango de Densidad: 1.05 - 1.15 gr/cm3.
Etapa II
Intervalo: 150 - 1064 md
Fluido: Emulsión Inversa Base Aceite.
Rango de densidad: 1.15 - 1.35 gr/ cm3.
Etapa III.
Intervalo: 1064 – 2289 md
Fluido: Emulsión Inversa Base Aceite
Rango de Densidad: 1.45 - 1.67 gr/ cm3.
Para la elaboración del programa de fluidos del pozo Burgos 83, se utilizaron los pozos de
correlación: Burgos: 132, 10 y 8.
La tabla 5.35., contiene el tipo de fluido, los materiales requeridos para su elaboración, el equipo de
control de sólidos y las condiciones de riesgo en su uso. La tabla 5.36., son las propiedades del
fluido de perforación para este intervalo.
La tabla 5.37., contiene el tipo de fluido, los materiales requeridos para su elaboración, el equipo de
control de sólidos y las condiciones de riesgo en su uso. La tabla 5.38., son las propiedades del
fluido de perforación para este intervalo.
Condiciones de
Limpieza de pozo y altas tazas de penetración.
Riesgo
El intervalo de 8 ½” se perforó de 150 a 1064 m, con el sistema de fluido de emulsión inversa, con
una densidad de 1.15 – 1.35 gr/cm3. Cuando se llegó a la profundidad programada se bombeo un
bache limpiador de 30 bls, se circulo y se saco el bache a superficie y se observo que no existía
presencia de recortes en las temblorinas, por lo cual se inició la introducción de la TR de 7”.
Durante la operación, se tuvo mucho cuidado con el volumen en presas y tanque de viajes, ya que se
estuvieron presentando indicios de brote. Por lo cual se verificaba cualquier aumento de volumen
en las presas de lodo.
La tabla 5.39., contiene el tipo de fluido, los materiales requeridos para su elaboración, el equipo de
control de sólidos y las condiciones de riesgo en su uso. La tabla 5.40., son las propiedades del
fluido de perforación para este intervalo.
Sistema de
Base aceite emulsión inversa.
lodo
1064 - 75/25 –
1.45 - 1.67 50 - 75 10 - 23 04 - 6 16 - 28 13 - 25 700-900
2289 80/20
El intervalo de 6 1/8” de 1064 a 2289 m, fue perforado con el Sistema de Fluido Emulsión inversa,
con una densidad de 1.45 gr/cm3 – 1.67 gr/ cm3, en este intervalo se tuvo presencia de gases dado
que aquí se tienen las arenas de interés. Se tuvo una concentración no inferior de 12 kg/m 3 de
exceso de cal, para mantener un rango de seguridad que permitiera resistir apropiadamente la
presencia de cualquier tipo de gas de formación, se monitoreo la relación AC/AG y la estabilidad de
la emulsión manteniendo un rango de trabajo: 75/25 - 80/20 y mayor de 700 Volts.
Se monitoreo constantemente los niveles de las presas y tanque de viajes a fin de detectar cualquier
indicio de pérdida de circulación ó aportación del pozo y la limpieza del pozo también. Durante la
etapa se mantuvo el filtrado entre 4 - 8 ml sin agua, esto es para minimizar el volumen perdido en
filtración. También se mantuvo las propiedades reológicas lo más bajas posibles para no inducir
una pérdida por ECD altos en formaciones no consolidadas y con alta permeabilidad.
La tabla 5.41., es un resumen de todas las características de las propiedades de los fluidos de
perforación, que se utilizaron durante la perforación del pozo Burgos 83.
Para el buen funcionamiento del ECS se contó con un stock suficiente de mallas y se brindo un
adecuado mantenimiento a los equipos, esto trajo consigo que se pudieran mantener bajos los
valores de viscosidad plástica y la remoción de los sólidos finos del fluido de perforación. La tabla
5.42., muestra las mallas para las temblorinas de acuerdo a cada etapa de perforación.
Etapa Mallas
12 ¼ “ 84 / 175
8 ½” 175 / 210
La tabla 5.43., contiene los datos del pozo Burgos 10 que fue utilizo como pozo de correlación para
diseñar el programa de fluidos para el pozo Burgos 83, la tabla contiene: profundidad, densidad y
tipo de fluido, con sus respectivas observaciones para cada intervalo.
0 1.05
Se perforó, bajo TR 9 5/8" y cemento sin problemas. BASE AGUA
151 1.12
151 1.20
Se perforó, bajo TR 7" y cemento sin problemas. BASE ACEITE
1,050 1.29
1,050 1.50
Se perforó, bajo TL 3 1/2" y cemento sin problemas. BASE ACEITE
2,181 1.55
Tabla 5.43. Características del fluido de perforación del pozo Burgos 10.
La tabla 5.44., contiene los datos del pozo Burgos 132 que fue utilizo como pozo de correlación para
diseñar el programa de fluidos para el pozo Burgos 83, la tabla contiene: profundidad, densidad y
tipo de fluido, con sus respectivas observaciones para cada intervalo.
TIPO
Prof. Densidad
OBSERVACIONES DE
(m) (gr/ cm3)
FLUIDO
0 1.05
BASE
Se perforó, bajo TR 9 5/8" y cemento sin problemas.
AGUA
151 1.16
151 1.15 Se perforó a 1,103 m y se observó gasificación del 37% a 840 m y 17% a 1065
BASE
m, se saco la barrena a superficie libre, se tomaron registros eléctricos, y se
ACEITE
1,103 1.37 bajo la TR de 7" a 1099 m y se cemento con éxito.
1,103 1.45 Se perforó a 1,470 con 38 % de gasificación, con corte de densidad de entrada
1.58 gr/cm3 y salida 1.51 gr/ cm3, se perforó a 2156 m, se densifico a 1.67 gr/ BASE
cm3 paulatinamente sacando barrena a superficie, se tomó registros eléctricos ACEITE
2,156 1.67 y se bajo T Less de 3 1/2" a 2,152 m, libre, y se cemento sin problemas.
Tabla 5.44 Características del fluido de perforación del pozo Burgos 132.
La tabla 5.45., contiene los datos del pozo Burgos 10 que fue utilizo como pozo de correlación para
diseñar el programa de fluidos para el pozo Burgos 83, la tabla contiene: profundidad, densidad y
tipo de fluido, con sus respectivas observaciones para cada intervalo.
TIPO
Prof Densidad
OBSERVACIONES DE
(mts.) (gr/cm3)
FLUIDO
0 1.05
BASE
Se perforó, bajo TR 9 5/8" y cemento sin problemas.
AGUA
53 1.10
53 1.15 Se perforó a 409 m (1.40 gr/ cm3) y se saco a superficie por embolamiento
de barrena. Se ajusto fluido y densifico a 1.48 gr/ cm3 y bajan y continúan BASE
perforando a 610 m, no se toman registros y bajó TR 7" a 598 m y se ACEITE
610 1.52 cemento con éxito.
Se perforó a 1,087 m con gasificación con una densidad de 1.62 gr/ cm3
610 1.50 bajando a 1.43 gr/ cm3; a 2,200 m de 1.63 gr/ cm3 a 1.58 gr/ cm3 y observa
lígero escurrimiento (8 lt por 15 min). Bombea bache obturante e
BASE
incrementa densidad. Se toman registros eléctricos, meten TLess de 3 1/2" y
ACEITE
a 2,168 mts. Se observa represionamiento y sacan a superficie. Realiza viaje
2,200 1.67
de reconocimiento y se mete nuevamente T Less 3 1/2" a 2167 m y se
cementa sin problemas.
Finalmente el programa de fluidos que se utilizo para la perforación del Pozo Burgos 83, es el que
se muestra en la figura 5.5., en ella se observan los intervalos con sus respectivas tuberías,
barrenas, densidades y tipo de fluido a utilizar.
Fig. 5.5. Diseño del programa de fluidos del POZO MOJARREÑAS 540 DIR.
(Tomado de reporte de perforación del pozo MOJARREÑAS 540 DIR: PEMEX, 2008).
La tabla 5.46., corresponde a los datos que se requieren para el diseño de la cementación, estos son:
el diámetro de la TR, cima de cemento, distancia cople – zapata, diámetro de la barrena, gradiente
de fractura, presión de poro, gradiente de temperatura (estática y circulante) y finalmente el fluido
del pozo que se ocupo para esta etapa.
DATOS CARACTERÍSTICAS
Diámetro T.R. 9 5/8”, 32.3 lb/ft, J-55, STC @ 150 MD
Cima de cemento 1.89 g/cm3 @ superficie
Distancia cople – zapata 12 m.(estimada)
Diámetro Barrena 12 ¼” + 20¿ exceso
Gradiente de Fractura 2.0 g/cm3 (Supuesto)
Presión de Poro 1.06 g/cm3 (Supuesto)
Gradiente de Temperatura 3.21°F/100 ft
Temperatura Estática 95°F
Temperatura Circulante 85°F
Fluido del pozo Lodo Base Agua /Densidad: 1.15 g/cm3
La tabla 5.47., contiene los datos de la tubería a cementar los cuales son: grado, libraje, junta,
diámetro y la profundidad de la etapa donde se cemento.
La tabla 5.48., contiene la cantidad, descripción y medida de los accesorios que se necesitaron para
llevar a cabo la etapa superficial de cementación del pozo Burgos 83.
3 Centradores 9 5/8” X 12 ¼”
Collarines 9 5/8”
La tabla 5.49., contiene los aditamentos y porcentaje que necesita contar la lechada de cemento
para la cementación de la etapa superficial del pozo. Es importante mencionar que la distancia
mínima entre los centralizadores es de 6.0 m y la distancia máxima de 50.0 m
Tópico Unidad
Densidad 1.89 g/cm3
Exceso 20 %
Cima Superficie m
Tirante 150 m
Traslape ------- m
Volumen 7.5 TON
Volumen 150 sacos
Volumen 5.73 m3
Rendimiento 38.37 L/saco
Agua de Mezcla 22.5 L/saco
Tiempo Bombeable 3:00 – 3:30 hr:min
VP 63 Cp.
YP 25 Lb/100ft2
La tabla 5.51., contiene las características y propiedades del bache espaciador, que se utilizó
durante la cementación de la etapa superficial. Cabe mencionar que los aditivos surfactantes
utilizados en este espaciador son con la finalidad de dejar mojado en agua, para que se tenga mejor
adherencia de cemento.
La tabla 5.52., indica el perfil de temperatura cuando se circula dentro de la tubería y por el espacio
anular.
Prof. Medida [m] Temp de circulación en la tub. [°F] Temp. de circulación en el EA [°F]
0 80 85
150 85 85
La tabla 5.54., contiene la información de velocidad y gasto crítico de bombeo, al cual pueden ser
bombeados los fluidos de control, el bache espaciador y la lechada de cemento en la zona de
fractura.
La tabla 5.55., Contiene la información de velocidad y gasto crítico de bombeo, al cual pueden ser
bombeados los fluidos de control, el bache espaciador y la lechada de cemento en la zona del
yacimiento.
2. Se determino la temperatura circulante de fondo más adecuada ya que una sobre valoración
nos podría representar cemento sin consistencia en la zapata y en su defecto al considerar una
temperatura menor a la real se tiene el riesgo de inducir un fraguado prematuro del cemento.
5. Se utilizó un volumen de espaciador adecuado para cubrir un mínimo de 500 a 1000 pies en
espacio anular ó 10 min de tiempo de contacto al gasto de circulación para efectuar la
cementación.
6. Se acondiciono el fluido de perforación hasta obtener los valores más bajos posibles de Vp y Yp
asegurándose de tener el control del mismo.
8. Se efectuó una reunión de seguridad, cuidado ecológico y acuerdos entre el personal que
intervino en la operación.
9. Se efectuó una prueba de presión a las líneas superficiales de control con 3,000 psi.
10. Se soltó el tapón limpiador y se bombearon 4.77 m3 de bache espaciador de 1.02 g/cm3.
11. Se mezclo y bombeo la lechada de cemento con una densidad de 1.89 g/cm3.
12. Se soltó el tapón de desplazamiento y se desplazo al máximo gasto permitido para las
condiciones operativas.
5.14.2 CEMENTACIÓN DE TR 7”
La tabla 5.56., corresponde a los datos que se requieren para el diseño de la cementación, estos son:
el diámetro de la TR, cima de cemento, distancia cople – zapata, diámetro de la barrena, gradiente
de fractura, presión de poro, gradiente de temperatura (estática y circulante) y finalmente el fluido
del pozo que se ocupo para esta etapa.
DATOS CARACTERÍSTICAS
25°
Desviación máxima:
La tabla 5.57., contiene los datos de la tubería a cementar los cuales son: grado, libraje, junta,
diámetro y la profundidad de la etapa donde se cemento.
La tabla 5.58., contiene la cantidad, descripción y medida de los accesorios que se necesitaron para
llevar a cabo la etapa intermedia de cementación del pozo Burgos 83.
La tabla 5.59., contiene los aditamentos y porcentaje que requirió la lechada de cemento (1), para
la cementación de la etapa intermedia del pozo. Es importante mencionar que la distancia mínima
entre los centralizadores es de 6.1 m y la distancia máxima de 80.0 m.
HR – 5 Retardador 0.06 %
Tópico Unidad
Densidad 1.55 g/cm3
Exceso 20 %
Cima 100 m
Tirante 664 m
Traslape 50 m
Volumen 7.05 TON
Volumen 141 sacos
Volumen 9.49 m3
Rendimiento 67.53 L/saco
Agua de Mezcla 49.68 L/saco
Tiempo Bombeable
3:30-4:00 hr:min
VP 100 cpoise
YP 29 Lb/100ft2
La tabla 5.61., contiene los aditamentos y porcentaje que necesita contar la lechada de cemento (2)
para la cementación de la etapa superficial del pozo. Es importante mencionar que la distancia
mínima entre los centralizadores es de 6.0 m, la distancia máxima de 50.0 m y el tope del
centralizador se encuentra a una profundidad de 690 m.
La tabla 5.62., indica las características, propiedades y requerimientos de la lechada (2) de cemento
para la etapa intermedia de cementación del pozo Burgos 83.
Tópico Unidad
Densidad 1.89 g/cm3
Exceso 20 %
Cima 764 m
Tirante 300 m
Traslape --------- m
Volumen 5.9 TON
Volumen 118 sacos
Volumen 4.54 m3
Rendimiento 38.34 L/saco
Agua de Mezcla 22.47 L/saco
Tiempo Bombeable 3:00-3:30 hr:min
VP 174 cpoise
YP 30 Lb/100ft2
La tabla 5.63., contiene las características y propiedades del bache espaciador, que se utilizó
durante la cementación de la etapa intermedia. Cabe mencionar que los aditivos surfactantes
utilizados en este espaciador son con la finalidad de dejar mojado en agua, para que se tenga mejor
adherencia de cemento. Los baches que se utilizaron son 100% compatibles con el fluido del pozo.
La tabla 5.64., indica el perfil de temperatura cuando se circula dentro de la tubería y después por el
espacio anular.
Prof. Medida [m] Temp de circulación en la tub. [°F] Temp. de circulación en el EA [°F]
0 80 95
1064.0 100 100
Densidad
Profundidad Profundidad Gradiente Gradiente Densidad Presión
Presión del
Medida Vertical De De De de
de poro yacimien
Verdadera yacimiento fractura fractura fractura
to
La tabla 5.66., contiene la información de velocidad y gasto crítico de bombeo, al cual pueden ser
bombeados los fluidos de control, el bache espaciador y la lechada de cemento en la zona de
fractura.
La tabla 5.67., contiene la información de velocidad y gasto crítico de bombeo, al cual pueden ser
bombeados los fluidos de control, el bache espaciador y la lechada de cemento en la zona del
yacimiento.
1. Se acondiciono el fluido de perforación hasta obtener los valores más bajos posibles de
viscosidad plática y punto de cedensia y se aseguro de tener el control del mismo.
4. Se efectuó una prueba de presión a las líneas superficiales de control con 4,000 psi.
La tabla 5.67., corresponde a los datos que se requieren para el diseño de la cementación, estos son:
el diámetro de la TR, cima de cemento, distancia cople – zapata, diámetro de la barrena, gradiente
de fractura, presión de poro, gradiente de temperatura (estática y circulante) y finalmente el fluido
del pozo que se ocupo para esta etapa.
DATOS CARACTERÍSTICAS
La tabla 5.68., contiene los datos de la tubería a cementar los cuales son: grado, libraje, junta,
diámetro y la profundidad de la etapa donde se cemento.
La tabla 5.69., contiene la cantidad, descripción y medida de los accesorios que se necesitaron para
llevar a cabo la etapa de cementación de la tubería de producción del pozo Burgos 83.
1 Collarines 3 1/2"
La tabla 5.70., contiene los aditamentos y porcentaje que necesita contar la lechada de cemento
para la cementación de la etapa de producción del pozo. Es importante mencionar que la distancia
mínima entre los centralizadores es de 10 m y la distancia máxima de 80.0 m
Tópico Unidad
Densidad 1.89 g/cm3
Exceso 20 %
Cima 914 m
Tirante 1,375 m
Traslape 150 m
Volumen 27.55 TON
Volumen 551 sacos
Volumen 21.12 m3
Rendimiento 38.34 L/saco
Agua de Mezcla 22.47 L/saco
Tiempo Bombeable 3:00-4:00 hr:min
VP 128 cpoise
YP 26 Lb/100ft2
La tabla 5.72., contiene las características y propiedades del bache espaciador, que se utilizó
durante la cementación de la TR de producción. Cabe mencionar que los aditivos surfactantes
utilizados en este espaciador son con la finalidad de dejar mojado en agua, para que se tenga mejor
adherencia de cemento. Los baches propuestos son 100% compatibles con el fluido del pozo.
La tabla 5.73., indica el perfil de temperatura cuando se circula dentro de la tubería y después por el
espacio anular.
Prof. Medida [m] Temp de circulación en la tub. [°F] Temp. de circulación en el EA [°F]
0.0 80 130
2,289.0 136 136
Densidad
Prof. Prof. Gradiente Gradiente Densidad Presión
Presión del
Medida Vertical De De De de
de poro yacimient
Verdadera yacimiento fractura fractura fractura
o
[m] [m] psi psi/ft g/cm3 psi/ft g/cm3 psi
1064.00 999.90 1392.00 0.42 0.98 0.85 1.97 2803.00
1150.00 1077.80 1407.00 0.40 0.92 0.86 1.97 3025.00
1250.00 1168.60 1687.00 0.44 1.02 0.86 1.98 3291.00
1350.00 1263.10 2181.00 0.53 1.21 0.87 2.01 3607.00
1450.00 1361.30 1950.00 0.44 1.01 0.84 1.95 3768.00
1550.00 1461.10 2255.00 0.47 1.09 0.85 1.97 4092.00
1650.00 1561.10 2416.00 0.47 1.09 0.84 1.94 4301.00
1750.00 1661.10 2710.00 0.50 1.15 0.85 1.95 4607.00
1850.00 1761.10 2823.00 0.49 1.13 0.84 1.94 4857.00
1950.00 1861.10 2975.00 0.49 1.12 0.84 1.94 5135.00
2050.00 1961.10 3654.00 0.57 1.31 0.86 1.99 5551.00
2150.00 2061.10 4485.00 0.66 1.53 0.90 2.07 6060.00
2289.00 2200.10 4847.00 0.67 1.55 0.91 2.10 6559.00
La tabla 5.74., Contiene la información de velocidad y gasto crítico de bombeo, al cual pueden ser
bombeados los fluidos de control, el bache espaciador y la lechada de cemento en la zona de
fractura.
GHB número
Descripción de La etapa Gasto critico Velocidad crítica
De Reynold efectivo
bpm ft/s
Se acondiciono el fluido de perforación hasta obtener los valores más bajos posibles de
Viscosidad plástica y punto de cedensia y se aseguro de tener el control del mismo.
Se efectuó una reunión de seguridad, cuidado ecológico y acuerdos entre el personal que realizó
la operación
Se efectuó una prueba de presión a las líneas superficiales de control con 5,000 psi.
Se bombeo la lechada de cemento con una densidad de 1.89 g/cm3 con aditivo para migración
de gas.
Se lavaron las líneas superficiales y equipo de bombeo hasta que se obtuvo la salida de agua
limpia.
Se recomienda completar el desarrollo de mínimo 500 psi de esfuerzo compresivo del cemento.
Después de la operación de cementación, se realizo una buena limpieza del espacio entre los
preventores y el tubo madrina eliminando con ello los sólidos que puedan decantarse en la tubería
al momento de eliminar el conjunto anterior. La figura 5.7., muestra el diseño final de la
cementación de las tuberías, la colocación de los centradores, zapatas y cimas de cemento. La figura
5.8., muestra el estado final del pozo, con la colocación de las tuberías, diámetro de los agujeros
perforados, propiedades de los fluidos de perforación, propiedades de las lechadas de cemento y
los diferentes horizontes y su profundidad a la cual fueron encontrados.
Fig. 5.7. Diseño del programa de cementación del POZO MOJARREÑAS 540 DIR.
(Tomado de reporte de perforación del pozo MOJARREÑAS 540 DIR: PEMEX, 2008).
Fig. 5.8. Diseño final del Pozo Burgos 83 (Tomado de reporte de perforación
del pozo MOJARREÑAS 540 DIR: PEMEX, 2008).
CONCLUSIONES
La Cuenca de Burgos es una cuenca marina que evolucionó sobre un basamento cristalino sobre la que se
acumularon secuencias terrígenas continentales del Triásico – Jurásico Medio, después hubo una
transgresión que origino depósitos marinos de diferente profundidad del Calloviano al Cretácico Superior,
sobre la que se acumularon en el depocentro más de 9,000 metros de rocas clásticas durante el Paleogeno y
Neogeno, donde también hubo cambios importantes en el nivel del mar; predominando una regresión
generalizada.
La cuenca esta subdividida en franjas que se distinguen por sus características sedimentario-estratigráficas,
estructurales y por su atractivo económico petrolero, siendo más antiguas de poniente a oriente; estas franjas
son: Franja Jurásico-Cretácico, Franja Paleoceno, Franja Eoceno, Franja Oligoceno y Franja Mioceno.
Se han identificado tres plays en la cuenca, estos son: Pimienta–Midway, Wilcox y Vicksburg–Frio; todos
corresponden a areniscas rodeadas de lutitas en trampas estratigráficas y mixtas.
La principal generación de hidrocarburos, proviene de las lutitas marinas terciarias y la secuencia calcárea
arcillosa del Jurásico Superior. La principal producción se obtiene de areniscas cenozoicas encajonadas por
potentes paquetes de arcilla, ampliamente distribuidas e intercaladas en toda la columna sedimentaria
Terciaria.
La migración se considera casi inmediata a la generación y de carácter local, cuyas rutas de migración son los
sistemas de fallas de crecimiento y las discordancias, desplazándose hacia los desarrollos arenosos más
próximos.
Las rocas almacenadoras son los cuerpos lenticulares de areniscas intercaladas en la secuencia arcillo –
arenosa. La gran mayoría de las trampas en la secuencia del terciario en la provincia, son de tipo combinado
estratigráfico – estructural y las principales se encuentran asociadas a fallas de crecimiento y/o estructuras
anticlinales de suave relieve (rollover).
En la Cuenca de Burgos, se ha implementado en los últimos años la perforación direccional, para evitar fallas,
fracturas o acceder a dos yacimientos con el mismo pozos, los tipos más frecuentemente usados son: pozos
tipo tangencial, pozos tipo “S”, pozos tipo “J”.
Durante la producción de un pozo productor de gas se tiene que en la corriente de flujo se puede presentar
cantidades menores de agua y/o condensados, tal situación provoca que la producción sea errática y que el
pozo deje de fluir debido a la baja presión del yacimiento. Esto se puede evitar con la aplicación de un sistema
artificial de producción (émbolo viajero), sartas de velocidad, barras espumantes o la con la inyección de
reactivos.
RECOMENDACIONES
Se debe elaborar un adecuado diseño de perforación para cada campo, aplicando la tecnología moderna más
adecuada para minimizar costos.
Utilizar la perforación direccional ya que proporciona diversas maneras de accesar al yacimiento, logrando
incrementar la producción de una forma rentable.
Realizar pozos horizontales o multilaterales ya que nos proporcionan una mayor producción debido a que se
tiene una mayor área de contacto con el yacimiento.
Hacer uso de barras espumantes o aditivos para remover pequeñas cantidades de líquidos para prevenir que
el pozo deje de producir.
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