Estrategia logros y desafios de la exploracion petrolera en Mexico
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Estrategia, logros y desafíos de la exploración petrolera en México Trabajo de Ingreso a la Academia de Ingeniería Especialidad: Ingeniería Geológica José Antonio Escalera Alcocer Septiembre 30, 2010, México D.F. Estrategia, logros y desafíos de la exploración petrolera en México Contenido 1 Resumen ...........................................................................................................................................................1 2 Introducción .....................................................................................................................................................2 3 2.1 Antecedentes de la industria petrolera en México ..................................................................................3 2.2 Historia reciente de la exploración petrolera en México .........................................................................5 2.3 Provincias petroleras de México ........................................................................................................... 12 2.3.1 Provincia de Sabinas – Burro Picachos .......................................................................................... 12 2.3.2 Cuenca de Burgos .......................................................................................................................... 14 2.3.3 Cuenca Tampico‐Misantla ............................................................................................................. 16 2.3.4 Cuenca de Veracruz ....................................................................................................................... 18 2.3.5 Cuencas del Sureste ....................................................................................................................... 20 2.3.6 Golfo de México profundo ............................................................................................................ 22 Estrategia exploratoria .................................................................................................................................. 25 3.1 Iniciativas estratégicas de exploración .................................................................................................. 26 3.1.1 Definir lineamientos para la integración, ejecución y abandono de proyectos exploratorios ..... 26 3.1.2 Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y el tamaño promedio de las localizaciones ...................................................................................................................... 28 3.1.3 Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México profundo y mantenerla en el resto de las cuencas del país ....................................................................................................................................... 29 3.1.4 3.2 Acciones complementarias .................................................................................................................... 30 3.2.1 Desarrollo de habilidades y plan de carrera .................................................................................. 30 3.2.2 Acceso y asimilación de tecnologías .............................................................................................. 30 3.2.3 Contratación de servicios .............................................................................................................. 30 3.3 4 Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento .......... 29 Metas de la función de exploración ...................................................................................................... 30 Avance, logros y desafíos .............................................................................................................................. 31 4.1 Desarrollo de habilidades y acceso a tecnologías ................................................................................. 31 4.1.1 Identificación de brechas técnicas y desarrollo de habilidades .................................................... 32 4.1.2 Acceso y asimilación de tecnología ............................................................................................... 37 4.2 Contratación de servicios ...................................................................................................................... 40 4.2.1 Adquisición y procesamiento sísmico............................................................................................ 41 4.2.2 Métodos geofísicos alternos ......................................................................................................... 46 4.2.3 Equipos de perforación y terminación de pozos ........................................................................... 47 i 4.3 Evaluación del potencial ........................................................................................................................ 47 4.4 Incorporación de reservas ..................................................................................................................... 53 4.5 Cumplimiento de metas ........................................................................................................................ 61 5 Perspectivas y consideraciones finales .......................................................................................................... 63 6 Referencias bibliográficas .............................................................................................................................. 66 ii Estrategia, logros y desafíos de la exploración petrolera en México 1 Resumen En la industria del petróleo, la generación de valor inicia con las actividades de exploración, donde los principales productos son la cuantificación de los recursos prospectivos petroleros así como la incorporación de reservas. En México, desde los inicios de la industria petrolera, las actividades de exploración han evolucionado aplicando métodos y tecnologías de vanguardia, en un entorno de altibajos en las inversiones. Estas actividades han permitido descubrir reservas por más de 93,500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce) y a la fecha se han estimado recursos prospectivos petroleros del orden de 50,500 MMbpce. Durante la década de los noventas, el nivel de reservas probadas y la baja disponibilidad de recursos financieros provocaron que la inversión en exploración fuera de alrededor de 500 MMUSD anuales, lo que propició retrasos en la adquisición de información y pérdida de habilidades y experiencia del personal técnico. En el periodo 2001‐2006, se incrementaron las inversiones a un promedio anual de 1,200 MMUSD y se incorporaron reservas a nivel 3P por 4,369 MMbpce. En base a estos resultados y la distribución de los recursos prospectivos petroleros, se diseñó en el año 2007 una estrategia con el objetivo de mejorar el desempeño de exploración y alcanzar una tasa de restitución de reservas totales de 100% en el año 2012. Una parte fundamental de esta estrategia ha sido enfocar las inversiones y recursos humanos a los proyectos de mayor valor, así como promover el desarrollo de habilidades críticas y tecnologías en función de las necesidades de los proyectos, con el fin de mejorar el entendimiento de los elementos del sistema petrolero y reducir la incertidumbre volumétrica. Como resultado de estas iniciativas, en el periodo 2007‐2009, con una inversión superior a los 5,500 millones de dólares (MMUSD) se han incorporado reservas a nivel 3P por 4,309 MMbpce, asociadas primordialmente a las Cuencas del Sureste, sobresaliendo el descubrimiento de los campos gigantes de aceite pesado Ayatsil‐Tekel y de aceite ligero Tsimin‐Xux, lográndose anticipadamente la tasa de restitución de reservas totales de 100% a partir de 2008. En los próximos años, el reto de la industria petrolera nacional es mantener al menos los niveles de producción actuales. Esto hace necesario asegurar la incorporación de reservas, para lo cual se requiere incrementar y continuar enfocando las inversiones, principalmente en las Cuencas del Sureste y el Golfo de México profundo, ya que contienen en conjunto el 90% de los recursos prospectivos totales del país. Los retos técnicos principales en estas provincias consisten en obtener imágenes sísmicas en las áreas con influencia de tectónica salina, desarrollar metodologías multidisciplinarias que permitan caracterizar los sistemas de fracturamiento, actualizar los modelos geológico‐geoquímicos con el propósito de tener mayor certidumbre en el tipo de hidrocarburos, construir modelos sedimentarios predictivos, así como aplicar técnicas de interpretación cuantitativa. Para enfrentar estos desafíos se ha definido una estrategia de cierre de brechas técnicas a través de estancias y posgrados, así como de acceso, asimilación y desarrollo de tecnologías mediante la vinculación con universidades, centros de investigación nacionales e internacionales y compañías líderes de especialidad. Todo esto con el fin de cumplir con las metas de incorporación de reservas a un costo de descubrimiento competitivo a nivel internacional. 1 2 Introducción En la industria del petróleo la generación de valor inicia con las actividades de exploración, donde los principales productos son la cuantificación de los recursos prospectivos petroleros del país así como la incorporación de reservas. Los trabajos de exploración petrolera en una cuenca sedimentaria, están orientados a identificar la presencia de los elementos y procesos geológicos que conforman el sistema petrolero activo, los cuales son: roca generadora, roca almacenadora, trampa, roca sello y sincronía‐migración de hidrocarburos. Posteriormente, con el conocimiento de estos elementos se estiman sus recursos prospectivos, que a su vez pueden ser transformados en reservas a través de la perforación de pozos exploratorios y así contribuir a la restitución de las reservas que son extraídas. Con el propósito de ordenar y optimizar las inversiones de las actividades de exploración, se ha definido un proceso constituido por tres etapas: la evaluación del potencial petrolero, la incorporación de reservas y la delimitación de yacimientos (Figura 1). Evaluación del potencial petrolero Incorporación de reservas Cuenca-Play Prospecto Delimitación de yacimientos Yacimiento Reserva Recurso prospectivo Inversión Riesgo geológico e incertidumbre Figura 1. Principales etapas del proceso exploratorio. En la etapa de evaluación del potencial petrolero, las primeras actividades que se realizan se enfocan principalmente a definir las características de las rocas y su evolución en tiempo y espacio, con el objeto identificar, mapear y jerarquizar las áreas donde existan mayores probabilidades de encontrar acumulaciones comerciales de hidrocarburos en el subsuelo, para lo cual se realizan trabajos de geología superficial, geoquímica, gravimetría y magnetometría así como sísmica 2D entre otros. Estos estudios se analizan e integran de manera multidisciplinaria por especialistas en bioestratigrafía, geología y geofísica quienes postulan la presencia de sistemas petroleros, plays hipotéticos y estiman el potencial petrolero para cada uno de ellos. Además, en las áreas de mayor prospectividad se proponen localizaciones exploratorias con el fin de evaluar los elementos del sistema petrolero y comprobar el potencial. Una vez comprobada la existencia de acumulaciones comerciales de hidrocarburos en un área, ésta evoluciona a la etapa denominada incorporación de reservas, donde el objetivo es descubrir reservas de hidrocarburos a partir de la identificación, jerarquización y perforación de oportunidades exploratorias que son detectadas por los geocientíficos con el apoyo de modelos geológicos construidos con la información de pozos perforados e información sísmica 3D. 2 La tercera etapa del proceso es la delimitación de yacimientos y tiene como objetivo dar certeza a los volúmenes de reserva descubiertos, a partir de un mejor entendimiento de la geometría interna y externa de los yacimientos, lo cual permite conceptualizar con mayor grado de confianza su desarrollo y explotación futura. Así, el proceso de exploración liga insumos y entregables en cada una de sus etapas reduciendo la incertidumbre a medida que las inversiones se incrementan conforme avanza el proceso de exploración y producción. En términos de ejecución de un proyecto exploratorio estas tres etapas pueden tomar entre tres y ocho años, dependiendo del grado de complejidad geológica y técnica del objetivo petrolero así como de los niveles de inversión programados. 2.1 Antecedentes de la industria petrolera en México La exploración petrolera en México data de finales del siglo XIX, pero fue hasta 1904 cuando se hizo el primer descubrimiento comercial en México con el pozo La Pez‐1, propuesto por el geólogo mexicano Ezequiel Ordoñez, el cual produjo 1,500 barriles por día de aceite en calizas fracturadas del Cretácico Superior en el área de Ébano, S.L.P., lo que determinó propiamente el inicio de la industria petrolera en México (Figura 2). Figura 2. Ezequiel Ordoñez (a la derecha) durante los trabajos de perforación del pozo La Pez No.1. En la actualidad, a 106 años del brote de petróleo en el pozo La Pez‐1, siguen vigentes las oportunidades y continúan presentándose grandes retos para mantener a México en los primeros planos de la producción petrolera mundial. Situando en retrospectiva cómo sucedieron los éxitos y las circunstancias del negocio de explorar y producir hidrocarburos, es notable que, conforme la exploración fue evolucionando en métodos y en tecnología, siempre ha sido posible abrir nuevas posibilidades de crecimiento. De esa forma el descubrimiento de la Faja de Oro en 1908, con el pozo San Diego de la Mar No. 3, y los espectaculares descubrimientos que le siguieron en esa zona: Juan Casiano No. 7 (1910), Potrero del Llano No. 4 (1911) y Cerro Azul No. 4 (1916), localizados con balanza de torsión y perforados con sistema de percusión, dieron la pauta para confirmar el potencial de la Cuenca Tampico‐Misantla. En 1930 se descubre el campo Poza Rica, el cual fue localizado aplicando la combinación de técnicas de balanza 3 de torsión y de correlación estratigráfica‐estructural. En los años cuarentas y cincuentas los campos del área Poza Rica representaban el principal bastión de la producción nacional de crudo; sin embargo, hacia finales de los años sesenta la producción comenzó a declinar. Lo anterior provocó que México, en los primeros años de la década de los setentas, pasara de ser un país exportador de hidrocarburos a importador. Con el descubrimiento en 1972 de la denominada provincia Mesozoica Chiapas‐Tabasco, con los pozos Cactus‐1 y Sitio Grande‐1, se integraron técnicas de análisis geológico de superficie, subsuelo y sísmica PRC (“punto de reflejo común”) con grabación analógica. A partir del desarrollo de esta nueva provincia, México recuperó su categoría de exportador de hidrocarburos. Posteriormente, cuando se pensaba que el potencial de México se limitaba a las cuencas terrestres, en 1976, el pozo Chac‐1 descubre la extensión de esta provincia hacia la porción marina, detonando con esto el desarrollo de la Sonda de Campeche, donde se ubica el campo súper‐gigante Cantarell. La exploración en aguas profundas se inició en los albores de los años noventas, pero fue a partir del 2002 cuando esta comenzó su ejecución de manera sistemática. En el año 2004 se termina el pozo Nab‐1, productor de aceite pesado y primer pozo perforado en tirantes de agua superiores a 500 m. La actividad exploratoria posterior ha permitido iniciar la evaluación de manera directa de tres de las siete provincias geológicas identificadas en el Golfo de México Profundo e incorporar reservas del orden de 540 MMbpce. En la evaluación y descubrimiento de los yacimientos de esta área han jugado un rol clave, las técnicas de construcción de modelos estructurales y sedimentarios empleando sísmica bidimensional y análogos, lo que ha permitido realizar el modelado geológico‐geoquímico y jerarquizar las áreas de mayor potencial, en las cuales se ha adquirido sísmica tridimensional con el fin de mejorar el entendimiento de los elementos del sistema petrolero y reducir la incertidumbre de los volúmenes asociados a las oportunidades exploratorias. La exploración petrolera de México ha evolucionado en estrategias, métodos y tecnologías. A partir de la década de los cuarentas y hasta fines de los ochentas, se realizó una amplia campaña de evaluación del potencial de hidrocarburos a nivel de grandes provincias. Se perforaron pozos paramétricos, entre otras áreas, en la plataforma continental del Océano Pacífico frente a las costas de Nayarit, en la península y el Golfo de California, en las cuencas de Colima y Guerrero, en la Mesa Central, en el Mar Mexicano, el Eje Neovolcánico y en la Cuenca de Tlaxiaco. Esta evaluación fue necesaria y benéfica en términos del establecimiento de la evolución tectónica y sedimentaria de México y del conocimiento del potencial petrolero asociado a márgenes tectónicos que han gobernado la historia geológica a las cuencas. Todo este esfuerzo exploratorio permitió jerarquizar las áreas, cuantificar sus recursos prospectivos, incorporar reservas y actualizar con nuevos datos la distribución de las provincias geológicas de México (Figura 3). 4 114° 102° 96° 90° ³ 35 30° 43 30° 44 108° 19 2 1 41 46 21 36 48 37 22 25 24° 13 14 3 4 18 24° 45 20 47 24 12 15 23 16 5 22 11 8 26 38 17 6 22 28 29 30 7 9 10 18° 18° 27 32 42 39 31 34 33 0 150 300 450 Kms 114° 1 Sabinas 2 Plataforma del Burro-Picachos 3 Burgos 4 Alto de Tamaulipas 5 Tampico-Misantla 6 Veracruz 7 Complejo Volcánico de los Tuxtlas 8 Salina del Istmo 9 Pilar Reforma-Akal 10 Macuspana 11 Plataforma de Yucatán 12 Escarpe de Campeche 13 Salina del Bravo 14 Cinturón Plegado Perdido 15 Cinturón Extensional Quetzalcoatl 16 Cordilleras Mexicanas 12° 12° 40 108° 102° 17 Cinturón Plegado Catemaco 18 Abisal del Golfo de México 19 Chihuahua 20 Plataforma de Coahuila 21 Parras-La Popa 22 Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental 23 Plataforma Valles-San Luis Potosí 24 Complejo Orogénico Zacatecano 25 Faja Volcánica de la Sierra Madre Occidental 26 Faja Volcßnica Transmexicana 27 Complejo Vulcano-Sedimentario de Guerrero y Colima 28 Guerrero-Morelos 29 Complejo Metamórfico Mixteco 30 Tlaxiaco 31 Complejo Metamórfico Zapoteco 32 Faja Metavolcánica Cuicateca 96° 90° 33 Batolito de Chiapas 34 Cinturón Plegado de Chiapas 35 Sonora 36 Cinturón Vulcano-Sedimentario de Sinaloa 37 Deltaica de Sonora-Sinaloa 38 Batolito de Jalisco 39 Complejo Metamórfico Xolapa 40 Tehuantepec 41 Golfo de California 42 Trinchera Mesoamericana 43 Batolito de Juárez-San Pedro Mártir 44 Plataforma de Magdalena-Cedros 45 Vizcaíno-La Purísima-Iray 46 Faja Volcánica de la Giganta 47 Complejo Plutónico de la Paz 48 Complejo Orogénico de Cedros Figura 3. Provincias geológicas de México. 2.2 Historia reciente de la exploración petrolera en México A fines de la década de los ochentas y durante los noventas, el nivel de reserva probada y la baja disponibilidad de recursos financieros provocaron que los niveles de inversión en exploración fueran en promedio inferiores a 500 MMUSD anuales (Figura 4), por lo tanto la actividad de exploración se enfocó a las áreas de mayor potencial petrolero, las cuales se ubican en la planicie costera y cuencas asociadas al Golfo de México. 5 Reserva e inversión Tasa de restitución 1400 90% 81% 1200 1000 80% 70% 54% 60% 45% 800 50% 600 33% 553 691 400 200 405 386 27% 608 573 9%408 342 346 115 0 1990 1991 1992 1993 Reserva MMbpce 21% 23% 1,164 529 16% 429 13% 314 310 289 285 234 21% 477 474 313 190 40% 30% 20% 10% 0% 1994 1995 1996 *Inversión MMUSD 1997 1998 1999 Tasa de restitución 2000 *Dólares corrientes Figura 4. Inversión, incorporación de reservas y tasa de restitución periodo 1990‐2000. En este marco de acceso limitado a recursos de inversión, los esfuerzos se volcaron a la implantación en exploración de una metodología más rigurosa de evaluación económica de proyectos, bajo un proceso sistemático de evaluación del riesgo de los elementos del sistema petrolero y estimación probabilística de recursos prospectivos y se adoptó la administración basada en Activos con el fin de orientar las inversiones de exploración a los proyectos de mayor valor. Sin embargo las inversiones exploratorias se aplicaban dispersamente en 40 proyectos, 19 de los cuales eran de evaluación del potencial, con notable heterogeneidad y sin una prioridad claramente definida en función del valor de los mismos, abarcando una superficie del orden de 941,952 km2 (Figura 5). Terrestres 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 1 2 3 4 5 25 38 6 7 26 40 39 27 8 37 10 9 28 11 24 29 12 30 13 14 31 16 15 35-36 33-34 32 20 17 18 19 22 21 Muzquiz Presa Falcón Herreras Camargo Reynosa San Fernando San José de las Rusias Tempoal Papantla Tamuín Mecapalapa Tinajas Cosamaloapan Papaloapan B Malpaso Cuichapa Julivá Comalcalco Litoral de Tabasco Terrestre Macuspana Simojovel Pakal Ocosingo Progreso Marinos 25. Delta del Bravo 26. Lamprea 27. Sardina 28. Cazones 29. Lankahuasa 30. Veracruz 31. Coatzacoalcos 32. Liltoral de Tabasco Marino 33. Campeche Poniente Terciario 34. Campeche Poniente Mesozoico 35. Campeche Oriente Terciario 36. Campeche Oriente Mesozoico 37. Plataforma de Yucatán 38. Área Perdido 39. Golfo de México Sur 40. Golfo de México B 23 Kilómetros 0 100 200 300 38 Evaluación del Potencial Figura 5. Distribución de los 40 proyectos exploratorios administrados en los años 1995‐2001. 6 A pesar de los esfuerzos realizados en la asimilación de metodologías y tecnologías dentro de los estándares internacionales, que se reflejaron en un incremento en el porcentaje de pozos con éxito exploratorio (Figura 6), este periodo está caracterizado, por una escasa actividad en adquisición sísmica y perforación de pozos, lo que se reflejó en una baja tasa de reposición de reservas a nivel 3P, la cual durante la década de los noventas alcanzó un promedio de alrededor de 30% (Figura 4). Este entorno ocasionó además la pérdida de habilidades y experiencia del personal técnico de exploración. A finales de la década de los noventas, al adoptar PEMEX la normatividad de la estimación de reservas utilizados en la industria petrolera internacional, las reservas probadas se redujeron significativamente, afectando la relación reserva probada‐producción (Figura 7). No. pozos Éxito exploratorio 160 80% 140 120 70% 114 60% 98 100 50% 79 80 80 40% 74 60 53 50 54 49 55 40 20 0 30% 50 46 52 48 45 46 28 29 37 26 27 12 19 31 29 24 30 28 30 35 24 9 25 22 20 13 25 18 17 14 19 22 13 7 8 6 14 14 Año 71 73 75 77 79 Improductivos 81 83 85 87 89 Productivos 20% 19 91 93 4 6 4 6 95 3 8 14 21 7 13 9 97 10% 0% 99 Éxito exploratorio % Figura 6. Pozos y porcentaje de éxito exploratorio (período 1971‐2000). Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente 70 60 50 40 30 20 10 0 58 probadas probables posibles 58 56 53 50 48 47 46 45 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Reservas técnicas SPE- Society of Petroleum Engineers Reservas técnicas y Reservas probadas (SEC) económicas (SPE-WPC) WPC- World Petroleum Congress SEC- Security and Exchange Commision Figura 7. Evolución de las reservas en el período 1990‐2007. 7 Con el fin de contrarrestar este efecto de pérdida de valor y revertir los bajos niveles de inversión, en el periodo 2001‐2006 la actividad exploratoria fue reactivada realizándose inversiones en todas las cuencas petroleras relacionadas a la Megacuenca del Golfo de México con un enfoque de cuenca‐ proyecto. Sin embargo, la gran extensión de las cuencas y proyectos ocasionaban una dispersión de las inversiones limitando su efectividad en los resultados de corto y mediano plazo. En la primera mitad de este periodo la estrategia se enfocó primordialmente a los proyectos de gas no asociado con el fin de evaluar el potencial gasífero y determinar la factibilidad de satisfacer la demanda creciente de gas natural del país. A partir del 2003 se balanceó dicha estrategia al retomar las inversiones para los proyectos de aceite ligero y pesado. Durante este periodo se incrementaron las inversiones a un promedio anual de 1,200 MMUSD, perforándose un total de 442 pozos, con un porcentaje de éxito comercial de 43%, con los que se descubrieron reservas a nivel 3P por más de 4,300 MMbpce, destacando el descubrimiento del campo Lakach, el primero en aguas profundas del Golfo de México, con una reserva a nivel 3P de 1,300 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) de gas no asociado. Estos resultados permitieron el incremento gradual en la tasa de restitución de reservas de 14 por ciento en 2001 hasta 60 por ciento en el año 2006 (Figura 8 y Figura 9). No. pozos 120 45% 47% 100 103 35% 88 80 55 60 53 40 25 28 28 27 20 49% 47% 41% 74 35 53 Éxito comercial 60 35 43 39 69 37 32 0 2001 2002 Productivos 2003 2004 Improductivos 2005 2006 Éxito comercial % 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Figura 8. Pozos exploratorios y porcentaje de éxito en el periodo 2001‐2006. En el período 2001‐2006 las inversiones exploratorias se incrementaron sustancialmente en relación a la década anterior, concentrándose en las cuencas de gas no asociado, Burgos y Veracruz, y en las Cuencas del Sureste tanto su parte terrestre como en la plataforma continental, mientras que el Golfo de México profundo recibió únicamente el 4% de la inversión. Sin embargo, su distribución anual fue irregular, no permitiendo realizar una planeación a mediano y largo plazos. Además, no se mantuvo la tendencia creciente, ya que a finales de este periodo se dio prioridad a importantes proyectos de explotación. 8 Reserva e inversión Tasa restitución 2,500 59% 57% 2,000 41% 50% 1,919 40% 1,515 1,355 1,000 1,133 14% 0 450 612 30% 20% 870 500 70% 60% 45% 1,500 216 60% 916 709 966 950 10% 0% 2001 2002 Reserva MMbpce 2003 2004 *Inversión MMUSD 2005 2006 Tasa de restitución *Dólares corrientes Figura 9. Inversión, reserva y tasa de reposición en el periodo 2001‐2006. Es preciso mencionar que este nuevo ciclo expansivo de la actividad exploratoria iniciado en 2002 probó su éxito fundamentalmente en las cuencas de gas no asociado. La Cuenca de Burgos alcanzó en 2006 una producción promedio diaria de 1,330 millones de pies cúbicos de gas, considerablemente superior a los 990 que producía al cierre del 2001. La Cuenca de Veracruz creció en producción de 136 millones de pies cúbicos por día en 2001 a 723 en 2006. En el caso del aceite, los descubrimientos y la actividad de desarrollo de nuevas reservas no fueron suficientes para compensar la reserva extraída del Complejo Cantarell. Asimismo, los niveles de inversión dedicados a la actividad exploratoria tuvieron su máximo en el año 2004, provocando un cambio en la tendencia de reservas descubiertas, al disminuir las inversiones en los siguientes dos años (Figura 9). El incremento sostenido de la producción de gas y la producción creciente de Cantarell hasta el año 2004, permitió mantener estable la producción total, en crudo equivalente, de Pemex Exploración y Producción. No obstante esta estabilidad en la producción, las tasas de reposición de reservas probadas menores a 100 por ciento originaron un descenso significativo de la relación reserva probada‐producción inferior a 10 años. En el pasado reciente la declinación de la producción de hidrocarburos líquidos en México ha sido un tema crítico, por lo que el reto de incorporar nuevas reservas de aceite juega un rol clave para detener esta tendencia y en un futuro revertirla. Por lo que considerando este entorno y los recursos prospectivos de las cuencas petroleras de México, que ascendían a 53,800 MMbpce, se diseñó en el año 2007 una estrategia exploratoria con el fin de acelerar la evaluación del potencial petrolero remanente y asegurar la incorporación de reservas. Alrededor del 90% de estos recursos se ubican en las provincias petroleras Cuencas del Sureste y Golfo de México profundo, mientras que el resto se localiza en las provincias de Sabinas‐Burro‐ Picachos, Burgos, Tampico‐Misantla y Veracruz (Figura 10). A continuación se describen las características más importantes de estas provincias, cuya estratigrafía se muestra en la Figura 11. 9 102° 96° 90° ³ 30° 108° 30° 114° 10 1 12 11 24° 24° 2 9 6 PROVINCIAS GEOLOGICAS 7 5 18° 4 8 150 300 450 Kms 12° 0 12° 18° 3 1, Sabinas - Burro - Picachos 2 Burgos 3 Tampico-Misantla 4 Veracruz 5 Sureste 6 Golfo de México Profundo 7 Plataforma de Yucatán 8 Cinturón Plegado de Chiapas 9 Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental 10 Chihuahua 11 Golfo de California 12 Vizcaíno-La Purísima-Iray 114° 108° 102° 96° 90° Figura 10. Provincias petroleras de México (2010). 10 Valanginiano Calloviano Bathoniano MEDIO Bajociano II Pimienta San Pedro-San AndrésChipoco-Tamán Santiago Tepexic La Gloria - Zuloaga La Gloria – Minas Viejas Lechos rojos TRIÁSICO Prearco Deformación compresiva Antefosa II II ? Cretácico Inferior Tepexilotla II II Almacén y tipo de HC Abkatun Jolpabuchil – Brecha Cantarell - Angostura San Felipe – Chak – Angostura - Ocozocoautla Akal - Plataforma ArtesaMundo Nuevo - Grupo Sierra Madre II Chinameca-Malpaso-San Ricardo Xonamanca - Cretácico Inferior II Roca generadora Eventos tectónicos Antefosa Orogenia Laramide Halocinesis II,III I,II Orizaba Otates Sal alóctona II II Edzna San Pedro-San Andrés Sal ? Todos Santos II Ek Balam – San Ricardo Sal Todos Santos Andesita Pueblo Viejo (?) Syn-rift ? Akimpech – San Ricardo Huayacocotla Sinamuriano Huizachal Hetangiano MEDIO Maltrata Huehuetepec CahuasasTenexcate-Tajín Pliensbachiano INFERIOR II El Abra-TamabraTamaulipas Inferior III, II II,III Velasco Méndez San Felipe Guzmantla de plataforma y pelágica Tamaulipas Inferior Toarciano SUPERIOR Atoyac II,III La Laja Lutitas Nanchital Uzpanapa Margen Pasiva Agua Nueva El AbraTamabraTamaulipas Superior Otates II Aaleniano INFERIOR Orogenia Laramide Antefosa Méndez Chicontepec San Felipe Olvido Syn-rift Oxfordiano Apertura del Golfo de México Tithoniano SUPERIOR J U R Á S I C O M E S O Z O I C O Berriasiano II,III Tipo de trampa Sal alóctona Depósito Horcones Velasco Plataforma de Yucatán, S. de Chiapas Filisola, Paraje Solo, Cedral Concepción Encanto Tantoyuca / Chapopote Aragón / Guayabal Unidades estratigráficas y litología Golfo de México Syn-rift Aptiano Barremiano Hauteriviano Eagle Ford - Agua Nueva Acatita – Aurora – Tamaulipas Monclova Superior La Peña La Vigen CupiditoTamaulipas La Mula - CupidoInferior Padilla - Taraises Barril Viejo - Taraises San Marcos - Menchaca Taraises La Casita III Tipo de trampa Apertura del Golfo de México Albiano Kimmeridgiano II Concepción IncrementaEncanto aporte de material Depósito volcánico Margen Pasiva Turoniano Cenomaniano INFERIOR San Miguel – Parras – Upson Chicontepec Austin – San Felipe Coniaciano MEDIO III Palma Real - Alazán Horcones Tantoyuca Chapopote Guayabal Syn-rift Santoniano Margen Pasiva C R E T Á C I C O SUPERIOR III Olmos - Escondido Cuenca Terciaria de Veracruz La Laja Apertura del Golfo de México Campaniano Wilcox Mid way Plataforma de Córdoba Escolín - Coatzintla Margen Pasiva Maastrichtiano III Tuxpan Apertura del Golfo de México Ypresiano Thanetiano Selandiano Daniano Antefosa PALEOCENO Lutetiano Oakville Catahoula Anahuac Norma - Frío Vicksburg Jackson Yegua Cook Mountain Weches Queen City Reklaw Orogenia Laramide Rupeliano Priaboniano Bartoniano EOCENO Margen pasiva Goliad Lagarto Margen Pasiva Piacenziano Zancleano Messiniano Tortoniano Serravalliano Langhiano Burdigaliano Aquitaniano Chattiano Orogenia Laramide NEÓGENO MIOCENO OLIGOCENO PALEÓGENO CENOZOICO PLIOCENO Orogenia Chiapaneca CUAT. PLEISTOCENO Unidades estratigráficas y litología Orogenia Chiapaneca Tipo de trampa Almacén y tipo de HC Unidades estratigráficas y litología Altos de basamento Bajos de basamento o topográficos o topográficos Sureste Roca generadora Tipo de trampa Eventos tectónicos Burgos Almacén y tipo de HC Sabinas Roca generadora Unidades estratigráficas y litología Veracruz Tampico-Misantla Eventos tectónicos Edad Almacén y tipo de HC Época Roca generadora Edad Era / Periodo Eventos tectónicos Sabinas-Burro Picachos y Burgos Rhaetiano Noriano Carniano Ladiniano Anisiano Olenekiano Induano PALEOZOICO Basamento Basamento Basamento Basamento LITOLOGIA Limolita, lutita Arenisca Carbón Sal Caliza de rampa media-externa Brechas de talud carbonatado Conglomerado Anhidrita Margas Clásticos continentales Dolomía Calizas pelágicas TIPO HIDROCARBURO TRAMPAS Volcánicos Calizas y lutitas carbonosas Ígneo intrusivo o metamórfico Caliza marina somera Acuñamiento Paleorelieve Gas Anticlinal Asociadas a fallas lístricas Condensado Sub-discordancia Cambio de facies Aceite Caliza oolítica Figura 11. Estratigrafía de las provincias petroleras productoras de México. 11 2.3 Provincias petroleras de México 2.3.1 Provincia de Sabinas – Burro Picachos La Cuenca de Sabinas y la parte adyacente del paleo‐elemento denominado Península de Tamaulipas, en las que se ha establecido producción principalmente de gas seco, se localizan en la porción noreste del país y cubren partes de los estados de Coahuila y Nuevo León (Figura 12). Desde el punto de vista tectónico, la Cuenca de Sabinas se ha interpretado como un rift abortado o aulacógeno asociado a la apertura del Golfo de México. 103°W 102°W 101°W 100°W 99°W 31°N 104°W 31°N 105°W 29°N 30°N EUA 29°N 30°N Península de Tamaulipas 28°N 27°N 27°N 28°N Sabinas - Burro Picachos A Isla de Coahuila 0 25 50 105°W A Alto de San Carlos Arco de Monterrey Kilómetros Campos de Gas 100 104°W 103°W 102°W 101°W 25°N 25°N 26°N Alto de Picachos 26°N A’ 100°W 99°W A’ SE NW Figura 12. Distribución campos en la provincia de Sabinas‐Burro Picachos y sección estructural de la parte central de la Cuenca de Sabinas (Pola et al., 2007). Las rocas generadoras principales corresponden a las facies arcillo‐carbonosas de los miembros inferior y superior de la Formación La Casita, en tanto que las facies arcillo‐calcáreas de la Formación La Peña del Aptiano y las facies calcáreo‐carbonosas de la Eagle Ford de edad Turoniano‐ Cenomaniano han contribuido en menor porcentaje a la generación de hidrocarburos (Cuevas, 1984; González y Holguín, 1992; Zea et al., 1994; Román y Holguín, 2001; Rodríguez et al., 2007). 12 Adicionalmente, existen capas de carbón depositadas en facies fluvio‐deltáicas de las formaciones San Miguel, Olmos y Escondido del Cretácico Superior con un importante potencial minero para la producción de metano asociado a carbón (Eguiluz, 2001; Eguiluz y Amezcua, 2003; Gentzis et al., 2006). El play principal corresponde a calizas y dolomías del Cretácico La Virgen, donde las trampas son de tipo estructural, en pliegues laramídicos de edad Paleoceno‐Eoceno, sellados por secuencias de anhidrita. Los hidrocarburos también se encuentran alojados en calizas dolomitizadas y dolomías del play Cretácico Padilla y en las areniscas calcáreas fracturadas de los plays La Casita (Kimmeridgiano ‐ Tithoniano) y La Gloria (Oxfordiano‐Kimmeridgiano), presentando el mismo estilo de entrampamiento que el play La Virgen. En estos plays se presentan trampas con componente estratigráfico por cambio de facies o acuñamiento. Tanto la porosidad primaria como la permeabilidad en los yacimientos de esta provincia son de muy baja magnitud, obteniéndose de la porosidad secundaria y la permeabilidad inducida por el fracturamiento natural altas productividades iniciales pero rápida declinación (Guzmán, 1999; Eguiluz, 2001). La generación de aceite de las rocas jurásicas se produjo durante el Cretácico, cuando todavía no estaban formadas las trampas laramídicas, mientras que la generación de gas ocurrió principalmente en el Paleógeno y continúa en menor proporción hasta la fecha (Rodríguez et al., 2007), lo que explica la predominancia de gas seco en los yacimientos. Esta cuenca llegó a producir 158 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de gas en 1979 (Figura 13), teniendo a la fecha una producción acumulada de 440 mil millones de pies cúbicos de gas provenientes de 23 campos, de los cuales los más importantes son Monclova‐Buena Suerte, Merced, Pirineo, Forastero, Lampazos y Minero. Esta provincia contiene reservas remanentes por más de 280 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) de gas y recursos prospectivos por 1.2 millones de millones de pies cúbicos (MMMMpc) de gas. MMpcd 160 Monclova Buena Suerte 140 120 100 80 Merced Forastero - Pirineo 60 40 20 0 Año Figura 13. Historia de producción de la provincia Sabinas‐Burro Picachos. 13 2.3.2 Cuenca de Burgos La Cuenca de Burgos, considerada como la principal provincia productora de gas no asociado en el país, se localiza en el noreste de México, abarcando principalmente el estado de Tamaulipas, el extremo oriental de Nuevo León y se extiende costa afuera hacia plataforma continental (Figura 14). En su etapa temprana, la Cuenca de Burgos formó parte de una antefosa o cuenca de antepaís ubicada delante del frente del cinturón plegado laramídico de la Sierra Madre Oriental que afectó del Paleoceno al Eoceno medio sobre todo la parte sur y occidental de esta cuenca. Sin embargo, la mayor parte del relleno sedimentario de la cuenca representa depósitos de la parte norte de la margen pasiva del Golfo de México. Las rocas generadoras principales corresponden a calizas arcillo‐carbonosas y lutitas calcáreo‐ carbonosas de la Formación Pimienta del Jurásico Superior con materia orgánica tipo II, lutitas y limolitas arenosas de las formaciones Midway y Wilcox del Paleoceno‐Eoceno con materia orgánica tipo III y facies arcillosas de la Formación Vicksburg del Oligoceno con materia orgánica tipo III y cantidades subordinadas de tipo II (González y Holguín, 1992; Rodríguez et al., 2008). A A’ B A B’ A’ Figura 14. Distribución de campos y columna estratigráfica en la que se indican los principales intervalos almacenadores. El mapa y la sección muestran la distribución de los principales sistemas sedimentarios. 14 En la Cuenca de Burgos los plays más importantes son Wilcox, Vicksburg y Frío, cuyas rocas almacén están conformadas por areniscas de ambientes marinos marginales (desarrollo de barras y deltas) que se encuentran implicadas en trampas estructurales y combinadas asociadas la fallamiento lístrico. El resto de los plays establecidos en esta provincia son Midway, Reklaw, Queen City, Cook Mountain, Yegua, Jackson y Anáhuac. Ocasionalmente el entrampamiento es de tipo estratigráfico en forma de acuñamientos y cambios de facies, particularmente en areniscas del Paleoceno. Las rocas sello están representadas por paquetes de facies arcillosas que sobreyacen de manera alternante y cíclica a las facies arenosas. Por lo que respecta a la extensión costa afuera de esta provincia, con una exploración incipiente, contiene una importante proporción de los recursos prospectivos de esta provincia. El gas es predominantemente termogénico. Las rocas de Jurásico Superior iniciaron el proceso de generación de hidrocarburos a partir de finales del Cretácico y continúan activas hacia el poniente de la cuenca. Las rocas de la Formación Midway entraron en la ventana de generación de gas en el Eoceno temprano, las de la Formación Wilcox lo hicieron en el Eoceno tardío y las de Vicksburg alcanzaron su madurez en el Mioceno temprano continuando en ella hasta la actualidad (Román y Holguín, 2001; Rodríguez et al., 2008). La producción en la Cuenca de Burgos inició en 1945 con el descubrimiento del campo Misión y se incrementó a partir de 1956, principalmente debido al desarrollo del campo Reynosa, hasta alcanzar 620 millones de pies cúbicos diarios en 1970 (Figura 15). Tras un período de escasa inversión, las actividades de exploración y producción se reiniciaron a finales de la década de los 90, contribuyendo a reactivar la producción de 200 millones de pies cúbicos diarios a más de 1,000 millones de pies cúbicos diarios. Este vuelco en la producción se convirtió en un ejemplo reconocido de revitalización de cuencas a nivel internacional. A partir de 2004 la cuenca produce más de 1,300 MMpcd y ha acumulado más de 10 MMMMpc de gas. Se tienen un total de 237 campos de los cuales los más importantes son Reynosa, Monterrey, Cuitlahuac, Arcabuz, Culebra, Arcos, Pandura, Corindón, Fundador y Enlace entre otros. Las reservas remanentes y recursos prospectivos de gas de la cuenca son de 4.5 y 12 MMMMpc de gas respectivamente. MMpcd 1ª Etapa 1400 2ª Etapa Enlace, Fundador, Nejo, General 1200 1000 Culebra, Arcabuz, Arcos, Cuitlahuac 800 Reynosa Brasil Monterrey 600 400 200 0 45 1950 55 1960 65 1970 75 1980 85 1990 95 2000 05 Figura 15. Historia de producción de la Cuenca de Burgos. 15 2.3.3 Cuenca Tampico-Misantla La Cuenca Tampico‐Misantla, productora principalmente de aceite, se ubica en el oriente de México y comprende desde el extremo sur del estado de Tamaulipas hasta la parte central del estado de Veracruz, abarcando porciones de Hidalgo, oriente de San Luís Potosí, norte de Puebla y un segmento de la plataforma continental del Golfo de México hasta la isobata de 500 m (Figura 16). 97°W 96°W 25°N 98°W 25°N 99°W Cuenca de Burgos 24°N 24°N Alto de San Carlos GOLFO DE MEXICO 23°N 23°N Isla de Tamaulipas 22°N 22°N Sierra Madre Oriental Plataforma de Tuxpan Antefosa de Chicontepec A 20°N 20°N Cinturón Volcánico Transmexicano A’ 21°N 21°N Tampico-Misantla Macizo de Teziutlán Campos de Aceite Kilómetros 0 25 50 Campos de Gas 100 99°W 98°W 97°W 96°W A A’ W Sierra Madre Antefosa de Chicontepec Oriental Plataforma de Tuxpan Plataforma continental Golfo de México Profundo E 7 Plioceno 1 6 3 5 2 Bas amento 4 Jurásico Superior Yeso-anhidrita Cretácico Paleoceno Oligoceno-Plioceno Jurásico Medio Cretácico Inferior-Medio Cretácico superior Eoceno 1. 2. 3. 4. San Andrés (grainstones oolíticos) El Abra (calizas de plataforma) Tamabra (pie de talud carbonatado) Tamaulipas Inferior (calizas fracturadas) 5. Tamaulipas Superior-San Felipe (calizas fracturadas) 6. Chicontepec (areniscas turbidíticas) 7. Mioceno-Plioceno (areniscas de barras costeras) Figura 16. Distribución de campos y sección representativa de la Provincia Tampico‐Misantla. 16 La provincia Tampico‐Misantla estuvo influenciada por el inicio de la apertura del Golfo de México desde fines del Triásico hasta el Jurásico Medio, lo que generó depocentros dominados por grabens y medios grabens asociados al proceso de rifting. A partir del Jurásico Tardío se estableció un régimen tectónico de margen pasiva que continuó hasta el Cretácico Tardío. Posteriormente, como resultado de la formación del cinturón de pliegues y cabalgaduras de la Sierra Madre Oriental durante el Paleoceno y Eoceno se desarrolló la antefosa de Chicontepec, la cual estaba parcialmente limitada al este por la Plataforma de Tuxpan. Tras el cese de la deformación laramídica, la antefosa se colmató y la provincia pasó a un nuevo dominio de margen pasiva en el que el paquete sedimentario depositado sobre la margen continental fue afectado por subsidencia y basculamiento hacia el oriente, debido al colapso o subsidencia térmica del depocentro del Golfo de México (Figura 16). Las principales rocas generadoras de esta provincia son del Jurásico y corresponden a la Formación Santiago del Oxfordiano, a la Formación Tamán del Kimmeridgiano y principalmente a las rocas arcillosas de la Formación Pimienta del Tithoniano, las cuales se encuentran actualmente en el pico de generación de aceite (González y Holguín, 1992; Román y Holguín, 2001). Adicionalmente, en la porción centro occidental de esta provincia se presentan lutitas carbonosas de la Formación Huayacocotla con materia orgánica precursora de gas y condensado de submadura a sobremadura (Román et al., 1999). Actualmente el play con mayores reservas lo constituye el conjunto de areniscas turbidíticas del Paleocañón Chicontepec, las cuales se encuentran constituyendo trampas principalmente estratigráficas. En términos de producción acumulada, el play Tamabra es el más importante de esta provincia y está constituido por brechas carbonatadas de pie de talud, Las trampas en este play son combinadas con sello lateral por el cambio a facies compactas de la Formación Tamaulipas Superior. Otros plays de importancia en la Cuenca Tampico‐Misantla son: Play El Abra constituido por carbonatos de plataforma con alta karstificación conformando trampas estratigráficas por paleorelieve depositacional; el play San Andrés consistente en calizas oolíticas de borde de plataforma que conforman trampas estratigráficas y combinadas; y el play Tamaulipas Inferior, compuesto por carbonatos de cuenca fracturados dispuestos en trampas estructurales, y el play San Felipe – Agua Nueva, formado por calizas de cuenca naturalmente fracturadas, dispuestas en trampas estructurales. Adicionalmente, en la extensión marina de esta provincia se tienen plays en areniscas terciarias y en carbonatos mesozoicos que contienen actualmente la proporción mayor de los recursos prospectivos de esta provincia. La producción acumulada de esta provincia asciende a más de 5,500 millones de barriles de aceite (MMb) y 7.5 MMMMpc de gas. Entre los campos más importantes se encuentran Poza Rica, Tres Hermanos, Tamaulipas‐Constituciones, Arenque, San Andrés, Cerro Azul, Santa Águeda, Atún y Bagre. En la década de 1920, durante el primer boom de la producción petrolera de México, esta provincia llegó a producir más de 500 mil barriles por día (Figura 17). Las reservas remanentes y los recursos prospectivos de esta provincia ascienden a 18,875 y 1,700 MMbpce, respectivamente. Las reservas remanentes se localizan principalmente en los yacimientos de la Formación Chicontepec. 17 MMpcd 600 Ébano – Pánuco y Faja de Oro 500 Poza Rica y San Andrés 400 Tamaulipas-Constituciones, Arenque, Faja de Oro Marina, Tres Hermanos 300 Chicontepec Faja de Oro 200 100 - Figura 17. Historia de producción de la Provincia Tampico‐Misantla. 2.3.4 Cuenca de Veracruz La provincia petrolera de la Cuenca de Veracruz se ubica en el oriente de México y está comprendida principalmente en el estado de Veracruz, extendiéndose hacia la plataforma continental del Golfo de México (Figura 18). De acuerdo a sus características actuales, la provincia de Veracruz se puede subdividir en dos sub‐provincias: 1) el Frente Tectónico Sepultado en el occidente, caracterizado por yacimientos de aceite y gas amargo en calizas cretácicas plegadas y cabalgadas, y 2) la Cuenca Terciaria de Veracruz que abarca la mayor parte de esta provincia y que está caracterizada por yacimientos principalmente de gas seco en rocas siliciclásticas del Mioceno‐Plioceno. En la Provincia de Veracruz se tienen tres intervalos generadores probados. El Jurásico Superior contiene predominantemente kerógeno tipo II, con entrada a la ventana de generación en el Cretácico Tardío‐Paleoceno y con generación principal de gas en el Eoceno‐Oligoceno, agotándose en el Mioceno. El Cretácico Inferior‐Medio contiene kerógeno tipo II, encontrándose actualmente dentro de la ventana de generación de aceite y gas, con entrada a la ventana de aceite en el Paleoceno‐ Eoceno, alcanzando la zona de gas en el Mioceno‐Plioceno. Finalmente las rocas generadoras del Mioceno contienen materia orgánica inmadura y han generado el gas biogénico que se encuentra almacenado en rocas del Mioceno superior‐Plioceno inferior. Los hidrocarburos termogénicos migraron hacia las facies almacenadoras a lo largo de fallas profundas, discordancias y planos de estratificación, mientras que el gas biogénico ha tenido una migración más localizada cargando areniscas adyacentes a las rocas generadoras (González y Holguín, 1992; Serrano‐Bello et al., 1996; Román y Holguín, 2001; Talukdar et al., 2002, 2003; Vázquez y Morelos, 2002; Vázquez, 2004, 2007). Los plays principales en esta provincia lo constituyen las areniscas de sistemas turbidíticos del Mioceno y Plioceno, las cuales se encuentran conformando trampas estratigráficas y combinadas en estructuras neógenas (Jennette et al., 2003; Arreguín y Weimer, 2004b; Martínez et al., 2006, 2007). En la parte correspondiente al frente tectónico sepultado de la sierra Madre Oriental, los plays establecidos son: El play Orizaba que corresponden a carbonatos de margen de plataforma y el play San Felipe‐Méndez constituidos por brechas carbonatadas que se encuentran plegadas conformando trampas estructurales laramídicas. 18 97° W 96° W 95° W 20° N 20° N GOLFO DE MEXICO Macizo de Teziutlan Provincia de Veracruz A’ 19° N 19° N Alto de Anegada Veracruz Cuenca Terciaria A Complejo Volcánico de los Tuxtlas 18° N 18° N Sierra de Zongolica Kilómetros 0 25 50 97° W Campos de Aceite 100 Campos de Gas 96° W 17° N 17° N Cuenca Salina del Istmo 95° W A A’ W Km E Matapionche Cocuite 0 Mioceno-Plioceno Mioceno-Plioceno Mioceno Inferior 5 Mioceno Inferior Paleoceno-Eoceno-Oligoceno Eoceno - Oligoceno 10 10 Km Figura 18. Principales campos sección esquemáticas de la Cuenca de Veracruz. MMpcd 1000 800 600 400 200 0 1968 1973 1978 1983 1988 1993 1998 2003 Figura 19. Historia de producción de la Cuenca de Veracruz. Los campos de gas más importantes son Playuela, Lizamba, Vistoso, Apértura, Arquimia y Papán, mientras que los campos de aceite más relevantes son Mata Pionche, Mecayucan, Angostura, Perdiz y Cópite. La producción máxima histórica de la provincia es de 1010 millones de pies cúbicos diarios 19 (Figura 19). La producción acumulada total a 2008 es de 2.4 MMMMpc de gas y 75.8 millones de barriles de aceite. Las reservas remanentes al 1º de enero de 2009 son de 1.2 MMMMpc y 28.5 millones de barriles de aceite. Se estima un recurso prospectivo de 4 MMMMpc de gas. 2.3.5 Cuencas del Sureste Esta es la provincia productora de aceite más importante del país. Se ubica en el sureste de México, quedando comprendida en su parte terrestre principalmente en el Estado de Tabasco, parte norte de Chiapas, occidente de Campeche y el extremo sureste de Veracruz, extendiéndose hacia la actual plataforma continental de esta región del Golfo de México (Figura 20). 94°W GOLFO DE MEXICO 93°W 20°N Provincia Salina del Istmo (Porción de aguas Profundas 92°W Plataforma de Yucatán 20°N 95°W A’ 19°N 19°N A Cuencas del Sureste 18°N 18°N Los Tuxtlas 17°N 17°N Sierra de Chiapas Campos de Aceite Kilómetros 0 25 50 95°W A Salina del Istmo Campos de Gas 100 94°W 93°W Cuenca de Comalcalco Pilar Reforma-Akal 92°W Cuenca de Macuspana A’ Figura 20. Sub‐provincias, principales campos y sección geológica esquemática de las Cuencas del Sureste. Con base en origen y características geológicas actuales, la Provincia del Sureste se subdivide en 3 sub‐provincias cada una con estilos estructurales propios (Figura 20): 1. Cuenca de Macuspana. Esta cuenca se formó a principios del Mioceno medio, por efectos de transtensión producida a lo largo del límite con la plataforma de Yucatán (Rojas, 2001; Pindell et al., 2002). Se caracteriza por fallas lístricas del Mioceno‐Plioceno temprano de orientación noreste‐suroeste e inclinación al noroeste con anticlinales de roll‐over asociados a la 20 evacuación de arcillas del Oligoceno y sal en la porción marina, fallas lístricas del Plioceno tardío‐Pleistoceno con orientación noreste‐suroeste e inclinación hacia el sureste y anticlinales alongados y apretados asociados a la inversión de las fallas lístricas miocénicas durante el Mioceno medio‐tardío y Plio‐Pleistoceno. Los hidrocarburos se encuentran entrampados principalmente en los anticlinales producidos por la inversión estructural, roll‐ overs, y en trampas estratigráficas por cambio de facies (Ambrose et al., 2002, 2003; Meneses et al., 2002; Guzmán y Calderón, 2004; Sánchez, 2006). 2. Pilar Reforma‐Akal. Corresponde a un bloque rocas mesozoicas que se desplazó hacia el noroeste con la apertura de la Cuenca de Macuspana y que posteriormente fue truncado con la apertura de la Cuenca de Comalcalco en el Plioceno. Se caracteriza por pliegues y cabalgaduras de edad miocénica y orientación noroeste‐sureste que afectan rocas mesozoicas y del Paleógeno, con niveles de despegue en horizontes arcillosos y evaporíticos del Oxfordiano y Calloviano y vergencia hacia el noreste. Los pliegues están localmente afectados por almohadillas y diapiros de sal, fallas normales con caída tanto al este como aloeste y fallas lístricas con inclinación al noroeste y orientación norte‐sur y noreste‐suroeste del Plioceno. Los hidrocarburos se encuentran almacenados principalmente en el play brechas del Cretácico Superior y en play calizas oolíticas del Jurásico Superior. En esta subprovincia existen también otras facies almacenadoras tales como areniscas de cuarzo y calizas arcillosas del Jurásico Superior, calizas cretácicas de plataforma fracturadas y calcarenitas del Eoceno (Ángeles et al., 1994; Aquino et al., 2003; González et al., 2004; Martínez et al., 2005a; Mitra et al., 2005, 2006). 3. Provincia Salina del Istmo. Esta subprovincia, que incluye la sub‐cuenca de Comalcalco, se caracteriza por la presencia de sal jurásica que se dispone en forma de diapiros, paredes, lengüetas y toldos de sal que afectan la columna mesozoica y cenozoica suprayacente y cuya evacuación dio lugar a la formación de cuencas, tales como la cuenca de Comalcalco, y minicuencas en las que los sedimentos terciarios conforman sinclinales. Las rocas mesozoicas y paleógenas presentan pliegues y cabalgaduras con dirección noreste‐suroeste y vergencia hacia el noroeste mientras que en el Terciario se presentan fallas lístricas con inclinación al noroeste y fallas lístricas contra‐regionales con inclinación al sureste. Los plays principales son areniscas deltaicas, barras costeras y turbidíticas del Mioceno y Plioceno que conforman trampas estructurales, estratigráficas y combinadas asociadas a estructuras extensionales y deformación salina. Los hidrocarburos se encuentran principalmente en areniscas del Mioceno y Plioceno en trampas estructurales, estratigráficas y combinadas asociadas a la tectónica salina (Oviedo, 1998; Gómez, 2003; Robles et al., 2004; Soto et al., 2004). En las Cuencas del Sureste se han reconocido cinco horizontes generadores principales. El de mayor importancia corresponde a calizas arcillosas del Tithoniano, las cuales ha alimentado a los principales yacimientos de la provincia. Otras rocas generadoras de menor importancia corresponden a calizas arcillosas de rampa externa y cuenca del Oxfordiano, calizas arcillosas de cuenca del Cretácico, así como lutitas bentoníticas calcáreas del Eoceno medio, lutitas del Oligoceno inferior y del Mioceno, éstas últimas de importancia sólo en aquellas zonas con mayor gradiente geotérmico y mayor sepultamiento como la Cuenca de Macuspana, en donde además se ha generado gas biogénico y probablemente por craqueo secundario (González y Holguín, 1992; Caballero et al., 2001; Fuentes et al., 2001; Guzmán et al., 2001; Prinzhofer y Guzmán, 2001; Sosa y Clara, 2001). 21 La producción diaria de la Provincia del Sureste ha sido y es la más importante del país, alcanzando su máximo histórico de más de 4,000 MMbpce por día en el año 2004 (Figura 21), donde más de la mitad provenía del campo supergigante Cantarell. La producción acumula de la provincia es de 31,229 millones de barriles de aceite y 41.2 MMMMpc de gas. Las reservas remanentes y recursos prospectivos son de 23,785 y 18,100 MMbpce, respectivamente. Mbpced 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007 Figura 21. Historia de producción de las Cuencas del Sureste. 2.3.6 Golfo de México profundo Comprende el área con tirantes mayores a 500 m del Golfo de México cubriendo una superficie de más de 570,000 km2, de los cuales, alrededor de 300,000 se ubican en tirantes de agua entre 500 y 3000 m. En base a sus características geológicas, el Golfo de México profundo se ha subdividido en 7 provincias geológicas (Figura 22), la cuales se describen brevemente a continuación haciéndose énfasis en las más prospectivas. Provincia Salina del Bravo. Esta provincia ubicada en la porción nororiental del sector mexicano del Golfo de México, está dominada por la presencia de mantos tabulares de sal, toldos (canopies) y diapiros, evacuados desde el poniente. En la parte occidental se presenta una franja caracterizada por la evacuación de la arcilla paleógena a manera de diapiros y paredes, desarrollando depresiones o minicuencas entre ellos en las que se depositaron los sedimentos del Neógeno. Interpretaciones de métodos potenciales y análisis de velocidades de detalle sugieren que estas minicuencas están gobernadas por diapirismo salino y arcilloso. Se presentan trampas estratigráficas y combinadas: cierres contra falla, crestales, acuñamientos contra diapiro y estructuras tipo tortuga, este último tipo está asociado a la distensión y la expulsión de la arcilla. 22 A Provincia Salina del Bravo Cordilleras Mexicanas Cinturón Plegado Perdido Planicie abisal Escarpe de Campeche A’ Provincia Salina del Istmo Cinturón Plegado Catemaco A (NW) Provincia Salina del Bravo CPP Planicie Abisal Provincia Salina del Istmo Escarpe de Campeche A’ (SE) Plataforma de Yucatán Figura 22. Provincias geológicas de la parte mexicana profunda del Golfo de México. La sección muestra el estilo estructural en algunas de las provincias. Cinturón Plegado Perdido. Al oriente de la Provincia Salina del Bravo se formó un cinturón plegado y fallado originado por emplazamiento de sal y deslizamiento gravitacional sobre la cima de la sal jurásica, que involucra a la secuencia mesozoica. Las estructuras están nucleadas por sal, siendo alargadas, muy grandes (de más de 40 km) y apretadas. Este cinturón subyace a tirantes de agua de entre 2,000 y 3,500 m. El cinturón de pliegues se extiende hacia la parte estadounidense del Golfo de México, en donde se han realizado varios descubrimientos entre los que se encuentran Trident, Great White, Tobago, Silvertip y Tiger (Camerlo y Benson, 2006). La deformación ocurrió principalmente del Oligoceno tardío al Mioceno. La sección Mesozoico‐Paleoceno se encuentra en la ventana de generación. 23 Cordilleras Mexicanas. Echado abajo de una franja distensiva conocida como Cinturón Extensional Quetzalcoatl y que se extiende desde la parte sur de la Cuenca de Burgos y costa afuera de Tampico‐ Misantla, se formó un amplio cinturón plegado por deslizamiento gravitacional sobre un plano de despegue inclinado hacia el oriente. Este cinturón plegado se conoce como Cordilleras Mexicanas y se extiende a lo largo de 500 km y cubre cerca de 70,000 km2 en tirantes de agua de entre 1000 y 3000 m. La superficie de despegue se ubica dentro del Terciario y da lugar a anticlinales simétricos, con vergencia hacia el centro de la cuenca y en algunos casos en sentido opuesto, de gran longitud (algunos de hasta 120 km) y muy estrechos en proporción a su eje. La edad de la deformación es del Mioceno al Reciente y los pliegues más jóvenes y de mayor amplitud son los que se localizan hacia el centro de la cuenca. Las rocas almacenadoras esperadas son areniscas turbidíticas depositadas en aguas profundas como sistemas de nivel bajo (Guzmán, 1999; Salomón‐Mora et al., 2004; Holguín‐ Quiñones et al., 2005). Salina del Istmo (porción de aguas profundas). Esta provincia es la extensión echado abajo de la Cuenca Salina del Istmo. Dentro del área, tanto la sección mesozoica como la terciaria están afectadas por desplazamiento de sal en forma de diapiros, capas interestratificadas y toldos (canopies) que han creado un gran número de estructuras que constituyen oportunidades exploratorias. El tipo de hidrocarburos esperados serían principalmente gas, aceite ligero y pesado, en función de la madurez de las rocas generadoras, y estarían entrampados en calizas mesozoicas fracturadas y areniscas turbidíticas terciarias de complejos de canal y abanicos submarinos depositadas sobre límites de secuencia principalmente como sistemas de nivel bajo cuya distribución estuvo influenciada por la tectónica salina (Guzmán, 1999; Cruz y Villanueva, 2004; Holguín et al., 2005). Cinturón Plegado Catemaco. Como efecto del colapso gravitacional de las cuencas de Macuspana y Comalcalco durante el Neógeno se formó el Cinturón Plegado Catemaco, caracterizado por pliegues en rocas primordialmente del Paleógeno tardío y Neógeno con orientación noreste‐suroeste y vergencia al noreste, algunos de ellos afectados por fallas inversas y cabalgaduras (Figs. 23 y 27). En esta provincia se tiene la presencia de areniscas de canales y abanicos submarinos conformando trampas estructurales y combinadas en los anticlinales y acuñamientos contra estas estructuras. El tipo de hidrocarburo esperado es gas y aceite ligero (Holguín et al., 2005). Escarpe de Campeche. Esta provincia está definida por la zona adyacente al abrupto talud que bordea la provincia de la Plataforma de Yucatán, se caracteriza por ser una franja angosta que comprende partes del Golfo de México y el Caribe. Está formada por rocas sedimentarias del Mesozoico y Terciario. La sedimentación es característica de los taludes submarinos. Se infiere que pueden existir rocas almacenadores carbonatadas conformando trampas estratigráficas y combinadas, siendo el sello y la madurez de la roca generadora los principales elementos de riesgo. Abisal del Golfo de México. Ubicada en el centro de la Cuenca del Golfo de México, en su mayor parte en tirantes de agua mayores a 3,000 m. Se caracteriza por ser una planicie formada por rocas sedimentarias del Terciario y del Mesozoico con sutil deformación en sus bordes. El basamento de la parte central de esta provincia está conformado por corteza oceánica simática de alta densidad. En las provincias del Golfo de México profundo, al igual que en zonas circunvecinas, los estudios realizados a la fecha indican que las rocas generadoras principales corresponden a calizas arcillosas y lutitas del Tithoniano, las cuales están en condiciones de generar hidrocarburos gaseosos en la parte 24 centro‐occidental del Golfo, en la parte norte y sureste están en condiciones de generar hidrocarburos líquidos, mientras que se consideran inmaduras en una gran área de la porción oriental. Los campos más importantes descubiertos a la fecha son Nab de aceite pesado y Lakach, Lalail, Noxal y Leek de gas no asociado. Las reservas 3P de la provincia ascienden a 542 MMbpce (al 1 de enero de 2010), mientras que los recursos prospectivos ascienden a 29.5 MMMbpce. 3 Estrategia exploratoria El conocimiento adquirido en las provincias petroleras de México a través de más de cien años de prospección, está capitalizado en la visión actual, a partir de la cual se diseñó una estrategia exploratoria para dar continuidad a la tarea de ubicar y extraer, con oportunidad y al menor costo, los hidrocarburos de México. Es importante mencionar que a la fecha, las actividades y resultados obtenidos en toda la historia de exploración de hidrocarburos en México han permitido descubrir un volumen total que asciende a 93,526 MMbpce, de los cuales al primero de enero de 2010, se han extraído 50,451 millones (producción acumulada), 43,075 MMbpce son reservas remanentes totales y se tiene cuantificados recursos prospectivos por 50, 500 MMbpce (Figura 23). Producción acumulada* (MMMbpce) 50.5 41.4 6.2 2.3 0.6 0 0 Reservas remanentes* (MMMbpce) Posible 23.4 Probable 43.1 Probada 18.1 0.9 0.2 0.5 0.0 Recursos prospectivos 29.5 50.5 15 1.7 Provincia del Sureste TampicoMisantla 3.3 Burgos Sabinas 0.3 0.7 Veracruz Golfo de México Profundo Plataforma de Yucatán Total Figura 23. Producción acumulada, reservas y recursos prospectivos al 1º de Enero de 2010. 25 En el año 2007, las inversiones de exploración retomaron la tendencia creciente logrando la incorporación de más de 1,000 MMbpce, lo que permitió alcanzar un porcentaje de restitución de reservas totales de 66% y además confirmar la presencia de una megaprovincia gasífera en el Golfo de México profundo, con los resultados del pozo Lalail‐1. En este contexto se documenta el Programa Estratégico de Pemex Exploración y Producción (PEP) 2007‐2015, en el cual se establecieron los siguientes objetivos estratégicos: Mantener la producción en niveles de 3.1 MMbd de aceite y más de 6.0 MMMpcd de gas, con un crecimiento en el gas superior al de la demanda. Mejorar los resultados exploratorios y desarrollo de reservas para alcanzar una tasa de reposición de reservas probadas del 100% y recuperar gradualmente la relación reserva probada / producción de cuando menos 10 años. Mantener niveles competitivos en costos de descubrimiento y desarrollo, así como de producción. Mejorar el desempeño en términos de seguridad industrial y protección ambiental. Mejorar la relación con las comunidades en las que PEP opera. 3.1 Iniciativas estratégicas de exploración En base a lo anterior y a la distribución de los recursos prospectivos, los cuales se encuentran concentrados en las Cuencas del Sureste y en la cuenca del Golfo de México profundo, se definieron, alineados al programa estratégico de PEP, los objetivos estratégicos del programa de exploración: Definir lineamientos para la integración, ejecución y mecanismos de salida en proyectos exploratorios. Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y tamaño promedio de las localizaciones. Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México profundo y mantenerla en cuencas restantes. Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento. 3.1.1 Definir lineamientos para la integración, ejecución y abandono de proyectos exploratorios Esta iniciativa consideró acotar el área geográfica de los proyectos de exploración ya que en las condiciones entonces prevalecientes de gran extensión geográfica, fundamentalmente en el caso de los proyectos marinos de evaluación del potencial, los proyectos no podían evaluarse consistentemente, ya que en ellos estaban contenidas áreas con variados niveles de conocimiento y madurez del proceso de evaluación. A principios de 2007 existían 40 proyectos exploratorios registrados, de los cuales 19 eran de Evaluación del Potencial, 20 de Incorporación de Reservas y 1 de Delimitación, por lo que se establecieron iniciativas para mejorar la integración y la ejecución de los proyectos exploratorios, con el fin de enfocar las inversiones, dar certeza a la ejecución de los proyectos y alcanzar las metas 26 propuestas, así como diferir o eventualmente abandonar la exploración de áreas poco prospectivas o donde la tecnología no permite obtener resultados rentables. Estas iniciativas contemplaron, entre otras acciones, focalizar las inversiones en proyectos y áreas prioritarias, definiéndose 26 proyectos privilegiando la exploración por aceite (Figura 24). En los proyectos de evaluación del potencial, dadas sus extensas dimensiones geográficas y con el propósito de focalizar las inversiones, se definieron sectores prioritarios (Figura 25). En lo referente a los proyectos de delimitación, se privilegiaron aquellos con mayor probabilidad de reclasificar reservas posibles a probadas y probables, de preferencia cercanos a infraestructura y, dependiendo del tipo de hidrocarburos y tamaño, los ubicados en áreas nuevas. 26 Proyectos Prioritarios Terrestres 1.2.3.4.5.6.7.8.9.10.11.12.13.14.15.- 1 2 3 4 5 24 24 16 26 25 17 18 Muzquiz Presa Falcón Herreras Camargo Reynosa Cosamaloapan Tinajas Papaloapan B Malpaso Cuichapa Julivá Comalcalco Simojovel Litoral de Tabasco Terrestre Reforma (Pakal) 19 7 6 20 10 8 EP IR 23 22 21 14 11 12 15 Marinos 16.17.18.19.20.21.22.23.24.25.26.- 13 9 Kilómetro 0 10 20 30 Lamprea Sardina Cazones Lankahuasa Coatzacoalcos Liltoral de Tabasco Marino Campeche Poniente Terciario Campeche Poniente Mesozoico Área Perdido Golfo de México Sur Golfo de México B Figura 24. Proyectos prioritarios de evaluación del potencial e incorporación de reservas. 27 14 Áreas Prioritarias Área Perdido 1.- Cinturón Plegado Perdido Golfo de México Sur 2.- Oreos 3.- Nancán 4.- Jaca-Patini 5.- Lipax Golfo de México B 6.- Holok-Alvarado 7.- Han 8.- Temoa 9.- Nox Hux Lamprea 1 10 2 3 4 11 8 5 6 10. 9 Lamprea Norte Lankahuasa 7 11. .- Lankahuasa 12 13 14 Malpaso 12. .- Cuenca Salina 13. .- Cerro NanchitalHuimanguillo Proyectos EP Áreas Kilómetros 0 100 200 300 Reforma (Pakal) 14. .-Macuspana Figura 25. Distribución de las 14 áreas prioritarias en los proyectos de evaluación del potencial en el periodo 2008‐2012. 3.1.2 Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y el tamaño promedio de las localizaciones La manera más eficiente de fortalecer el portafolio exploratorio es incrementando el número de oportunidades y/o localizaciones y a través de la obtención de información y conocimiento del subsuelo, así como la optimización de herramientas y metodologías de evaluación que permitan darle mayor certidumbre. Los elementos básicos de riesgo y volumetría son los aspectos que controlan la calidad y magnitud del portafolio de oportunidades exploratorias, por lo tanto, la continua actualización de éste a través de los estudios de modelado geológico‐geoquímico y estudios de plays debe ser una las vías para alcanzar un portafolio confiable y robusto de opciones de inversión. Además de los estudios regionales, la inversión en adquisición y procesado de datos sísmicos aplicando tecnología de vanguardia de manera selectiva es clave para mejorar la imagen del subsuelo y reducir la incertidumbre en la definición de la trampa así como de la presencia y distribución de la roca almacén, por lo que la integración de estos trabajos es vital para darle consistencia a las estimaciones de riesgo geológico y evaluaciones volumétricas de la cartera de oportunidades y localizaciones exploratorias. 28 3.1.3 Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México profundo y mantenerla en el resto de las cuencas del país Con el fin de asegurar la incorporación de reservas de aceite y considerando que el 90% de los recursos prospectivos del país se ubican en el Golfo de México profundo y las Cuencas del Sureste, la estrategia plantea un balance en las inversiones en estas áreas, privilegiando las inversiones en el corto y mediano plazo a las Cuencas del Sureste, tanto su porción terrestre y plataforma continental, y en el largo plazo al Golfo de México profundo. En el caso del Golfo de México profundo se establecieron como áreas de alto interés estratégico los proyectos de evaluación del potencial Área Perdido, Golfo de México Sur y Golfo de México B, con sus respectivos sectores prioritarios, estableciéndose un programa cuyo objetivo principal es el de evaluar y dar certidumbre al potencial petrolero identificado e incorporar reservas en el mediano plazo. Para ello se plantearon las siguientes acciones: Evaluar el potencial, probar la presencia de los sistemas petroleros en las áreas prioritarias e incorporar reservas. Realizar estudios de modelado geológico‐geoquímico con el fin de predecir el tipo de hidrocarburos y jerarquizar las áreas Acelerar la adquisición de datos sísmicos y métodos potenciales Incrementar y fortalecer la cartera de localizaciones aprobadas Fortalecer las habilidades técnicas a lo largo de toda la cadena de valor (exploración, perforación, desarrollo y operación). Asegurar la disponibilidad de equipos de perforación con capacidad para operar en tirantes de agua entre 500 y 3000 m. El balance en las inversiones entre los proyectos de evaluación del potencial e incorporación de reservas ayudará a cumplir con las metas anuales de incorporación de reservas y a contribuir en el largo plazo a mantener la plataforma de producción de aceite y gas, a los niveles que demanda el programa estratégico de PEP. 3.1.4 Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento Esta iniciativa plantea dar un seguimiento muy detallado a las palancas operativas que impactan el costo de descubrimiento y que se encuentran bajo el ámbito de influencia de PEP. Los factores que definen el costo de descubrimiento son: (1) volumen de reservas descubiertas y (2) el costo asociado a los descubrimientos. El volumen de reservas dependerá de la detección y selección de las mejores localizaciones y de la consistencia y robustez del portafolio, tomando riesgos para tratar de acceder siempre a las de mayor valor. El costo asociado puede ser mejorado con una eficiente visualización, conceptualización y definición tanto de los proyectos de exploración, como de sus actividades de levantamientos sísmicos y perforación‐terminación de pozos, ya que estas implican más del 80% de las inversiones; por lo que se deberán realizar programas de reducción de costos y de optimización de operaciones. 29 3.2 Acciones complementarias Adicionalmente a las iniciativas antes mencionadas, la estrategia exploratoria considera las siguientes acciones complementarias. 3.2.1 Desarrollo de habilidades y plan de carrera Este contempla el desarrollo de competencias alineadas a los requerimientos de los proyectos prioritarios a través de posgrados y estancias en proyectos de compañías líderes de especialidad, así como el establecimiento de planes de carrera. Además, considera acciones que permitan un relevo generacional gradual el cual incluye planes de retención de profesionistas experimentados, contratación y capacitación de nuevos profesionistas y programas de mentoría. 3.2.2 Acceso y asimilación de tecnologías Los retos principales de los proyectos exploratorios demandan el acceso y la asimilación de tecnologías en modelado geológico‐geoquímico, construcción de modelos sedimentarios predictivos, adquisición sísmica de azimut amplio, procesados sísmicos especiales y aplicación de métodos electromagnéticos. Esto con el fin de tener mayor eficiencia en la predicción del tipo de hidrocarburos esperados, distribución y calidad de la roca almacén, mejorar la imagen sísmica del subsuelo en zonas de geología compleja y reducir la incertidumbre de la presencia de hidrocarburos en las trampas. 3.2.3 Contratación de servicios Para poder alcanzar las metas planteadas, es necesario asegurar la disponibilidad de equipos de perforación, especialmente equipos marinos con capacidad para operar en aguas profundas, contratar al menos un barco dedicado a la adquisición sísmica tridimensional en el Golfo de México, asegurar el acceso a servicios de procesado especial a través de compañías de servicio y la instalación de centros dedicados de procesado sísmico, así como acceder a asistencias técnicas especializadas en interpretación cuantitativa, tectónica salina y predicción de sistemas de fracturamiento en el subsuelo, entre otros. 3.3 Metas de la función de exploración Alineado al Programa Estratégico de PEP, que consideró mantener la producción de aceite en 3.1 millones de barriles por día y una producción de gas superior a los 6 mil millones de pies cúbicos diarios, la estrategia de exploración deberá alcanzar las siguientes metas: Incorporar una reserva acumulada a nivel 3P por más de 6,300 MMbpce en un periodo de 5 años. Alcanzar una tasa de restitución de reservas 3P del 100% en 2012 (Figura 26) y contribuir a aumentar la relación reserva probada‐producción. Impulsar y fomentar la investigación y el desarrollo de tecnologías acordes a las problemáticas particulares de las cuencas mexicanas y de los campos existentes y por descubrir. Mantener niveles competitivos en costos de descubrimiento y desarrollo. 30 Mejorar el desempeño en términos de seguridad industrial y protección ambiental. Para lograr estas metas se consideró necesario aplicar una inversión de 132,425 millones de pesos, configurada con costos del último trimestre del año 2006. Reservas 3P MMbpce Total: 6,337 MMbpce 1,800 98 1,600 1,400 1,200 102 Tasa de Restitución (%) 100 86 68 75 80 1,000 60 1,610 800 600 1,084 1,313 1,236 1,095 40 400 20 200 0 0 2008 2009 2010 Reserva MMbpce 2011 2012 Tasa de restitución % Figura 26. Metas proyectadas 2008 – 2012 de incorporación de reservas. 4 Avance, logros y desafíos Un reto importante durante estos años ha sido el asegurar el balance en el nivel de inversiones entre los proyectos de evaluación de potencial, incorporación de reservas y delimitación de yacimientos, privilegiándose éstos últimos en el corto y mediano plazo. La implementación de esta estrategia exploratoria requirió acciones complementarias tales como el diagnóstico y plan de acción para el desarrollo de habilidades así como el acceso y asimilación de tecnología, asegurar la contratación de servicios de equipos de perforación en aguas profundas, barco dedicado de adquisición sísmica3D, acceso a servicios de procesamiento sísmico convencional y especial. 4.1 Desarrollo de habilidades y acceso a tecnologías La Subdirección Técnica de Exploración (STER) es responsable del proceso de desarrollo de habilidades técnicas, del plan de carrera y la asignación de personal de geociencias a los proyectos de inversión de Pemex Exploración y Producción (PEP), así como de identificar y fomentar la aplicación selectiva de tecnologías de exploración y de geociencias. Para realizar esta tarea, considerando que los proyectos de exploración y desarrollo de campos se vuelven cada vez más complejos, fue necesario crear un modelo con una visión integral para mejorar el desempeño de la aplicación de geociencias en PEP que permitiera de manera ordenada identificar las brechas asociadas tanto a habilidades técnicas como a tecnología y definir la forma de cerrar las mismas, con el fin de asegurar el cumplimiento de las metas planteadas (Figura 27). 31 Organización STER replantea procesos, se enfoca a resultados en los proyectos prioritarios y alinea competencias existentes (2008) Competencias Programa de competencias identifica y evalúa competencia – con objetivo de desarrollo (2008-2009) Aplicación de geociencias en exploración y producción Tecnología Información Alineación de tecnología con proyectos y capacidades (competencias + procesos) y memoria de desempeño (2010) Desempeño Figura 27. Modelo para asegurar el desempeño de exploración y de las geociencias en producción. 4.1.1 Identificación de brechas técnicas y desarrollo de habilidades Para identificar las habilidades técnicas a desarrollar en el personal de geociencias, se realizó un diagnóstico técnico de los proyectos de exploración y explotación. Este diagnóstico consideró las metas y objetivos de los proyectos, su organización y estructura de personal, así como los principales retos técnicos de los proyectos identificados a nivel de cuencas, sistemas petroleros, plays, oportunidades exploratorias y yacimientos. Un panel técnico validó los retos que enfrenta cada proyecto en particular, siendo los de mayor impacto en la mayoría de ellos: el mejoramiento de los datos sísmicos terrestres, obtención de imágenes supra y subsalinas, modelado estructural del emplazamiento de cuerpos de sal, predicción de carga y propiedades de hidrocarburos, mapeo y restauración de estructuras complejas y, predicción de propiedades de los sedimentos de aguas profundas, predicción de propiedades petrofísicas a partir de atributos sísmicos, mapeo de facies y secuencias de alta resolución, modelado petrofísico de saturación de hidrocarburos para caracterización y predicción y caracterización de fracturas (Figura 28). RETOS Exploración 1) Mejoramiento de la calidad de los datos sísmicos 2) Obtención de Imágenes de/por debajo de la sal 3) Modelado tectónico de la sal 4) Predicción de carga y propiedades de HC 5) Mapeo estructural complejo y restauración 6) Predicción de propiedades de los sedimentos de aguas profundas 7) Predicción de propiedades petrofísicas a partir de atributos sísmicos 8) Mapeo de secuencias de alta resolución y facies 9) Modelado petrofísico de saturación de HC para caracterización 10) Predicción y caracterización de fracturas Exploración Caracterización de yacimientos Figura 28. Principales retos técnicos. 32 Con base en estos retos y las competencias asociadas (conocimientos y habilidades) con las cuales debe contar el personal de geociencias, las competencias críticas requeridas se agruparon en cuatro disciplinas, donde se definieron funciones genéricas para cada una de ellas: Geología: modelado geológico‐geoquímico de sistemas petroleros, estratigrafía y sedimentología, bioestratigrafía, geología estructural, operación geológica. Geofísica: operación geofísica, procesamiento sísmico, interpretación sísmica y atributos e inversión sísmica. Petrofísica: petrofísica de exploración y de yacimientos. Multidisciplinario: evaluación de prospectos, caracterización de yacimientos, geomecánica y administración de proyectos. Con base en los retos particulares se identificaron las funciones genéricas requeridas y los perfiles adecuados para alcanzar las metas de los proyectos. Posteriormente se evaluó a cerca de 900 geocientíficos considerando cuatro niveles de dominio: asistente, analista, especialista y experto. Esta medición de competencias se realizó mediante una autoevaluación y con el fin de validar y normalizar la tendencia, se entrevistó al 40% del personal. A partir de esta medición se identificaron las brechas existentes del personal de geociencias, notándose que existen proyectos donde la brecha técnica en promedio es menor o igual a 0.5 entre el nivel real vs el esperado, mientras que en otros la brecha es mayor (Figura 29). 3.50 Nivel de dominio real (NDR) Nivel de dominio esperado (NDE) 3.00 Nivel de Dominio 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 SUR1 - SM, CA, CSG SUR 2 Reforma NTE3- ATC SUR 4 Ogarrio Magallanes MSO SUR6- Julivá NTE 5 7 - Poza Rica Campeche Comalcalco Oriente Proyectos MNE 8 Cantarell NTE 9 - Golfo de Méx.Sur SUR 10 Simojovel NTE 11- Área Perdido SUR 12 Macuspana Figura 29. Proyectos con diferencia mayor a 0.5 entre el nivel de dominio real y el esperado. Además, se lograron identificar las funciones genéricas en las cuales se tiene mayor fortaleza así como en las que es necesario acelerar el desarrollo de habilidades (Figura 30). Por ejemplo, en el caso de la función genérica de interpretación sísmica, ilustrado en la Figura 31, se muestra el detalle de las debilidades y fortalezas en las habilidades técnicas requeridas. Además, para cada uno de los profesionistas, se elaboró una gráfica similar en la que se identifican igualmente sus debilidades (Figura 32) a partir de las cuales se establece su plan individual de cierre de brechas. 33 Figura 30. Brechas de funciones genéricas. Geología estructural y restauración Métodos de sísmica de pozo Sedimentación en aguas 4.00 (VSP) profundas 3.50 Interpretación estructural Análisis de cuencas y 3.00 2D/3D sistemas petroleros 2.50 2.00 Estratigrafía de secuencias Sedimentología de clásticos 1.50 de sistemas clásticos de aguas someras y … 1.00 0.50 Exploración y análisis de 0.00 Estratigrafía sísmica plays ‐0.50 ‐1.00 Tectónica salina y arcilla Inversión acústica/elástica Mapeo, correlaciones estratigráficas y … Principios sísmicos Amplitud vs Offset (AVO) Análisis de atributos Construcción de modelos de Análisis de riesgo geológico velocidad y conversión a … Sismogramas sintéticos y NDE Promedio procesamiento de ondículas ND Promedio Figura 31. Ejemplo de la medición de competencias en la función genérica de interpretación sísmica. 34 Geología estructural y restauración Sediment. de clást. de aguas someras y anál. f acies 3.50 Métodos de sísmica de pozo (VSP) Análisis de cuencas y sistemas petroleros Modelado geol. y mapeo de propiedades 3D Sedimentación en aguas prof undas 3.00 Modelado sísmico Estrat. de secuencias de sistemas clásticos Interpretación estructural 2D/3D 2.50 Exploración y análisis de plays Principios sísmicos 2.00 Física de rocas aplicada a sísmica Calidad de roca almacén Diseño y planeación de pozos 1.50 Tectónica salina y arcilla 1.00 Principios de proc. de inf or. sísmica, … 0.50 Análisis de yacimientos f racturados 0.00 Migración sísmica Construcción de mod. de veloc. … Mapeo, correlaciones estratigráf icas … Estratigraf ía sísmica Inversión acústica/elástica Geodesia Levantamientos terrestres Análisis de atributos Análisis de riesgo geológico Análisis de sellos Principios de petrof ísica y evaluación… Campos potenciales y otros … Estimación de recursos y reservas Diseño y planeación de adquisición sísmica Amplitud vs Of f set (AVO) Métodos de sísmica multi-componente Sismogramas sintéticos y procesamiento de ondículas NDE Promedio ND Promedio Figura 32. Ejemplo de medición de competencias de un profesionista intérprete sísmico. Con el fin de cerrar las brechas técnicas que permita asegurar la aplicación de las mejores prácticas internacionales en el proceso de exploración y en la aplicación de las geociencias en producción, se elaboró un modelo para el desarrollo de competencias críticas así como un mapa de aprendizaje individual. En este mapa se señala la ruta de desarrollo de habilidades que debe atenderse para cerrar las brechas de competencias, a través de entrenamiento y rotación por las diversas especialidades de geociencias que se realizan en exploración y producción, con el fin de alcanzar autosuficiencia de personal en la toma de decisiones técnicas (Figura 33). • Se guía el desarrollo y se maximiza el aprendizaje al discutir conclusiones y crear conceptos nuevos con el mentor Mentoría 4 Reflexionar y concluir • Se adquiere conocimiento y experiencia al compartir aprendizaje entre especialistas y expertos Entrenamiento 1 Estudiar/ Entender Ciclo de aprendizaje • Se entienden los conceptos teóricos al realizar entrenamiento: Presencial, e-learning, libros, conferencias, documentos, etcétera. Aprender y probar 2 Asignación Adquirir conocimiento y experiencia 3 Administración del conocimiento • Se aplica lo aprendido al ser asignado a un trabajo correspondiente Figura 33. Modelo de desarrollo acelerado de competencias críticas. 35 En el caso de asistentes y analistas, en función de las brechas técnicas identificadas, los eventos de capacitación incluyen autoaprendizaje, asistencia a cursos y diplomados y rotación por las diferentes áreas con el fin de acelerar la asimilación y desarrollo de habilidades en más de una competencia. En el caso de analistas que se caractericen por un desempeño sobresaliente serán considerados para estudiar una especialidad, maestría o doctorado en universidades nacionales o en el extranjero. Con el fin de asegurar que los especialistas y expertos tengan las habilidades al nivel del estado del arte de la industria petrolera internacional, se promueve su participación en estancias en compañías operadoras y de servicio así como a maestrías y doctorados en universidades o instituciones de investigación líderes a nivel mundial. Es importante mencionar que la población de geocientíficos de PEP es del orden de 900 profesionistas, de los cuales sólo 220 tienen estudios a nivel de maestría y ocho de doctorado. Del total, únicamente 28 realizaron sus estudios en el extranjero, de ellos siete con doctorado. Tomando en cuenta esta realidad, se ha diseñado un programa acelerado para seleccionar y enviar al personal con desempeño técnico sobresaliente y actitud positiva a estudios de posgrado. Además de los posgrados en universidades nacionales, este programa considera aprovechar el Fondo Sectorial CONACYT‐SENER para enviar profesionistas a universidades en el extranjero donde se hayan identificado investigadores que transfieran el conocimiento y metodologías de vanguardia en función de las competencias requeridas. El programa 2010‐2012 considera enviar al menos 50 profesionistas a realizar estudios de maestría y a más de 10 de doctorado en universidades de prestigio en el extranjero enfocados a las funciones genéricas críticas (Figura 34). Métodos geofísicos , 3 Sistemas petroleros, 5 Interpretación GeológicaGeofísica, 21 Geología estructural , 8 Caracterización de yacimientos, 13 Sedimentología y Estratigrafía , 14 Figura 34. Distribución de competencias críticas consideradas para estudios de posgrado. 36 Un reto adicional que no únicamente presenta la industria petrolera nacional sino también la internacional, es el relevo generacional. En el caso de PEP alrededor del 25% del total de los geocientíficos se retirará en los próximos cinco años (Figura 35). En base a esto, se planteó un Plan de Sucesión, que incluye el diferir el retiro de personal calificado de manera selectiva y un programa para la selección, contratación y entrenamiento del personal de nuevo ingreso, para lo cual se han creado más de 100 plazas temporales con este fin. Años 120 100 Geólogos 80 Geofísicos 60 Geociencias 40 Petroleros 20 Otros 0 <25 26 - 30 31 - 35 36 - 40 41 - 45 46 - 50 51 - 55 56 -60 Figura 35. Gráfica con la distribución de edades del personal de geociencias por profesión. El personal de nuevo ingreso asiste a un programa de entrenamiento de trece semanas en aula y campo, con énfasis en la geología de las cuencas petroleras de México y durante treinta y seis semanas, se les rota entre las diversas funciones genéricas de las cuatro coordinaciones representativas de la cadena de valor, guiados por un mentor experimentado, durante todo este programa se le aplican evaluaciones periódicas. Una vez cumplida esta etapa se integran a la vida laboral como asistentes, con un plan de carrera que indique los tiempos de estadía mínimos necesarios durante las diferentes fases del proceso de exploración y producción. Además, durante esta etapa deberán asistir a talleres o diplomados con el fin de fortalecer sus habilidades en las disciplinas básicas de las geociencias aplicadas en la industria petrolera. 4.1.2 Acceso y asimilación de tecnología Conforme la exploración y la aplicación de las geociencias en producción incursionan hacia áreas geológicas con alta complejidad, como por ejemplo, objetivos más profundos a mayores presiones y temperaturas, objetivos subsalinos, rocas de baja permeabilidad, etc., los insumos básicos, las habilidades y en particular la tecnología demandan mayores esfuerzos para dar mayor certidumbre a los modelos geológicos y por ende a las inversiones a realizar en la evaluación del potencial, incorporación de reservas y desarrollo de campos, lo cual permitirá obtener costos de descubrimiento y de desarrollo competitivos a nivel internacional. Con el fin de identificar las áreas tecnológicas críticas de geociencias en los proyectos prioritarios, las iniciativas y planes de implementación para mejorar el desempeño de exploración y geociencias en producción, durante el primer semestre 2010 se realizó el diagnóstico de las tecnologías en uso y las 37 que se requieren para disminuir la incertidumbre de los elementos del sistema petrolero y de los parámetros volumétricos. Este diagnóstico se llevó a cabo por un equipo de especialistas externos con experiencia en la aplicación de geociencias en diferentes cuencas y ambientes geológicos del mundo, el cual se realizó en tres etapas. La primera consistió en la revisión técnica de 38 localizaciones exploratorias distribuidas en proyectos estratégicos de inversión. Durante la segunda etapa se hizo el análisis sistémico de tres cubos sísmicos representativos de cada región, que incluyó la revisión de los parámetros técnicos de diseño, adquisición y procesamiento de cada uno de ellos y la tercera consistió en la evaluación de los parámetros volumétricos y económicos de las 38 localizaciones antes mencionadas. Como resultado de este diagnóstico se identificó que la tecnología y herramientas aplicadas actualmente en PEP son suficientes para impulsar el éxito de la exploración y la aplicación de las geociencias en producción. Sin embargo, se requiere que se asegure su aplicación exhaustiva e integrada en toda la organización, como por ejemplo, el análisis sistemático de física de rocas, con el fin de incrementar su efectividad y eficiencia. Como parte de este análisis, se identificaron cinco áreas críticas de aplicación tecnológica (Tabla 1) de alta prioridad que deben reforzarse y/o implementarse en los proyectos de inversión para lograr una reducción de la incertidumbre geológica y volumétrica y así mejorar el desempeño futuro. De éstas, el diseño de sísmica 3D y la física de rocas son las de mayor impacto para obtener una mejora sustancial y obtener una disminución de la incertidumbre y asegurar la generación de valor. Tabla 1. Áreas clave de aplicación tecnológica de mayor impacto en la exploración. ÁREA DE TECNOLOGÍA 1. IMPACTO EN LA REDUCCIÓN DEL RIESGO DETONANTE DE LA PRIORIDAD Diseño de sísmica 3D enfocado al objetivo principal • Definición de trampa y sello • Calidad de la roca almacén • Predicción de fracturas • Impacta directamente los riesgos clave y la aplicación de AVO e inversión sísmica 2. Física de rocas • Sello • Roca almacén • Tipo de fluido • Impacta la predicción de yacimiento y fluidos a partir de la calibración y modelado de la amplitud y respuesta del offset a variaciones de fluidos y porosidad 3. Conversión a profundidad • Integridad y tamaño de la trampa • Diseño de pozos • Impacta el riesgo asociado a la trampa, la incertidumbre volumétrica y el diseño y costo de pozos 4. AVO, atributos e inversión sísmica • Porosidad • Tipo de fluido • Predicción de fracturas • Se enfoca en el riesgo asociado a la roca almacén y tipo de fluido 5. Interpretación estructural compleja • • • • Definición e integridad de la trampa Análisis de falla-sello Migración, sincronía y preservación Orientación de fracturas y preservación • Impacta al potencial exploratorio remanente que está en ambientes estructuralmente complejos, como una tectónica salina compleja • Se requiere la aplicación de reconstrucciones palinspásticas y habilidades de geología estructural Las áreas críticas de aplicación tecnológica de exploración están directamente relacionadas con los retos técnicos identificados. Una vez reconocidas estas áreas, se realizó la tarea de buscar fuentes de tecnología y mejores prácticas internacionales con el fin de detallar las iniciativas requeridas y los 38 planes de implementación para reducir la brecha de conocimiento. Por ejemplo, en el caso de física de rocas, se definió que era necesario incorporar un enfoque sistemático en el flujo de interpretación cuantitativa (Figura 36), definir un software específico para su análisis, así como, formalizar y desarrollar equipos especializados de análisis de física de rocas dentro de los proyectos. Para asegurar el desarrollo de estas habilidades es necesaria la participación en consorcios y convenios de colaboración, en foros especializados y fomentar la integración de tecnologías, competencias e información técnica. Datos conocidos • Rocas • Fluidos • Ancho de banda • Dependencia de profundidad Datos observados • Multi-apilado • Gathers • Velocidades Sísmica Datos de interpretación • Horizontes • Estratigrafía Entendimiento Geológico Previo Registros de Pozos Ondícula con incertidumbre Modelo elástico de física de rocas dependiente de la profundidad Inversión simultánea Volúmenes y propiedades de rocas (*) FDP – Función de Densidad de Probabilidades Modelo de baja frecuencia y otros datos – p.ej. Datos de núcleos Incertidumbre de la FDP* multi-variable y dependiente de la profundidad Método probabilístico para clasificar las litologías y fluidos para reducir el riesgo Figura 36. Flujo integrado de interpretación cuantitativa. Para lograr una adecuada implementación de la estrategia tecnológica, PEP utiliza diversos mecanismos de acceso a las tecnologías de punta como son los Centros de Investigación, Universidades e Instituciones Académicas, Empresas Petroleras y de servicios, así como alianzas con Consorcios de Investigación (Figura 37). 39 • • • • UANL UNAM IPN CICESE Universidades e Institutos Nacionales • Buró de Geología Económica - UT • Instituto Federal de Tecnología de SuizaSpectraseis Consorcios de investigación • Universidades de UTAH, Stanford, Calgary y Aberdeen • • • • • • • • • • Proyectos de soporte operativo • Proyectos de asimilación tecnológica • Proyectos de desarrollo tecnológico IMP COMESA TECNOLOGÍAS CGG Veritas Geoprocesados PGS ION EMGS Halliburton Schlumberger Beicip-Franlab Fugro-Jason Compañías de Servicio Operadoras • • • • • • • • • JOGMEC Chevron ExxonMobil BP TOTAL Shell Petrobras Repsol Statoil-Hydro Figura 37. Mecanismos de acceso a tecnología. 4.2 Contratación de servicios La contratación de los servicios es un elemento esencial para incrementar la capacidad de ejecución y acceder a tecnología para asegurar el cumplimiento de las metas asociadas a las iniciativas estratégicas. Las principales actividades realizadas a través de contratos van orientadas reducir la incertidumbre del potencial petrolero el país y de manera particular al fortalecimiento de la cartera de oportunidades y localizaciones exploratorias. Esta contratación de servicios deberá privilegiar el acceso a las mejores prácticas y a la optimización de costos con el fin de mejorar el desempeño de las principales palancas del costo de descubrimiento. La disponibilidad de servicios de adquisición y procesado sísmico y el aseguramiento de los equipos para perforar en aguas profundas, ha permitido intensificar la actividad exploratoria en los proyectos prioritarios como es el caso del Golfo de México profundo, las cuencas gasíferas terrestres y las Cuencas del Sureste para alcanzar las metas planteadas en los proyectos de evaluación de potencial y de incorporación de reservas. Las actividades principales que inciden en la disminución de la incertidumbre de los elementos de riesgo geológico y de estimación volumétrica, son el modelado geológico‐geoquímico, la adquisición y el procesamiento sísmico tridimensional y la interpretación cuantitativa (Figura 38). Por lo que la contratación de servicios se ha enfocado primordialmente a estas tareas. 40 •Física de rocas •Análisis de atributos •AVO •Inversión sísmica Interpretación cuantitativa ‐ Riesgo geológico + Certidumbre volumétrica Modelos geológicos regionales predictivos Sísmica 3D •Modelado geoquímico •Modelado sedimentario •Diseño y adquisición sísmica •Procesado especial Figura 38. Iniciativas para fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias. 4.2.1 Adquisición y procesamiento sísmico Con el objeto de asegurar la adquisición y procesamiento de sísmica 3D que permita fortalecer y dar mayor certidumbre a los proyectos de evaluación del potencial e incorporación de reservas, se han tomado varias acciones. En las áreas afectadas por tectónica salina en los proyectos de aguas profundas se adquirieron más de 15,000 km lineales de sísmica bidimensional de offset largo, con una grabación de hasta 12 segundos, incluyendo el registro de métodos potenciales. Todo esto con el fin de mejorar la imagen por debajo de la sal (Figura 39), así como obtener información que permita modelar los diferentes elementos que interactuaron a través del tiempo y el espacio en estas áreas. Figura 39. Ejemplo de línea sísmica 2D de offset largo en la provincia Salina del Bravo. A finales de 2006 se habían adquirido únicamente del orden de 29,600 km2 de sísmica tridimensional en los proyectos del Golfo de México profundo. Considerando que el área prospectiva y de enfoque 41 en los proyectos de aguas profundas es de más de 100,000 km2 (Figura 40), se diseñó un programa intensivo de adquisición sísmica. Sin embargo, durante el año 2007 y 2008, debido a las condiciones de altos precios de los hidrocarburos, existió una escasez de este tipo de servicios a nivel mundial, ocasionando un retraso en este programa. Figura 40. Ubicación de áreas prioritarias de los proyectos de inversión en aguas profundas. Por lo anterior era necesario asegurar y acelerar la adquisición sísmica en el Golfo de México profundo, provincia que contiene más de 50% de los recursos prospectivos del país, para lo cual se contrató por un periodo de cinco años, un barco dedicado de adquisición sísmica tridimensional convencional y de métodos potenciales, que además incluye la opción de adquirir sísmica de acimut amplio. Estos servicios se contrataron a un costo promedio 40% menor a los formalizados por PEP con anterioridad y estará operando principalmente en aguas profundas del Golfo de México (Figura 41). Con el fin de asegurar la calidad de las imágenes del subsuelo, el barco contratado dispone de tecnología de vanguardia, la cual consiste de un arreglo de doce cables sólidos auto‐controlables con una extensión de ocho kilómetros cada uno, el cual en su momento era el único operando con estas características a nivel mundial. Esta actividad ha involucrado retos en el diseño, procesado e interpretación de la información sísmica y de los métodos potenciales. Actualmente se adquiere sísmica 3D convencional en el área de Han‐ Cequi‐Yoka, donde la información obtenida y con un procesamiento preliminar ya muestra las bondades de la aplicación de esta tecnología (Figura 42). Con el fin de buscar la continuidad hacia la provincia Salina del Bravo del trend productor en los Estados Unidos, se iniciará en octubre del 2010 el primer levantamiento sísmico 3D utilizando la tecnología de acimut amplio en México en el área Centauro, la cual permite iluminar los objetivos desde un rango más amplio de direcciones y obtener mejores imágenes por debajo de los cuerpos de sal (Figura 43). 42 Figura 41. Sísmica 3D existente, en adquisición y programada en el Golfo de México profundo. Figura 42. Ejemplo de información con procesado preliminar adquirida por el barco dedicado en el área Han. 43 Acimut reducido Acimut amplio Figura 43. Arreglo de adquisición de sísmica de acimut amplio que consta de 2 barcos registradores más 2 barcos fuente adicionales (izquierda) con el cual se logra una mayor cobertura de acimuts en comparación con la sísmica de acimut reducido (derecha). Se tiene en programa adquirir 1,500 km2 de sísmica tridimensional transicional aplicando la tecnología de cable de fondo (OBC), con la idea de buscar la continuidad hacia la zona transicional de los plays productores de la porción terrestre y marina de las Cuencas del Sureste. Este estudio es de vital importancia ya que se ubica en el área donde se han realizado los descubrimientos de los campos Tsimin y Xux de aceite ligero a nivel del play Jurásico Kimmeridgiano. En lo referente a la adquisición sísmica terrestre, se han realizado pruebas tecnológicas de sísmica multicomponente en tres diferentes áreas, sobresaliendo a la fecha los resultados alcanzados en la Cuenca de Veracruz, donde este tipo de información es un valioso apoyo en la discriminación del tipo de fluido contenido en las rocas almacenadoras. Además de las iniciativas en el diseño y adquisición de los datos sísmicos, también se han realizado acciones tales como, la contratación multianual de servicios con compañías líderes, para asegurar que el procesamiento de datos sísmicos cumpla con los requisitos necesarios para apoyar los trabajos de interpretación regional y de generación de localizaciones, en particular en las áreas de geología compleja. Para este fin se han promovido diversas iniciativas entre las que sobresalen: Fortalecer los centros de proceso de COMESA e IMP. Disponibilidad de dos centros de proceso dedicado con compañías líderes que incluyen procesado convencional (PSTM) y especial (PSDM). Contratos multianuales con compañías especializadas en procesos especiales (migración en profundidad). Los centros dedicados de procesamiento de COMESA, IMP y de las compañías líderes tienen una capacidad instalada para procesar cerca de 30,000 km2 anuales y están enfocados primordialmente a trabajos de sísmica convencional y adecuación de datos para estudios de interpretación cuantitativa como son AVO e inversión sísmica. En lo referente a los procesos especiales y en particular a la migración en profundidad, los contratos de servicios en vigencia permiten acceder a diferentes algoritmos, los cuales se seleccionan de 44 acuerdo al grado de complejidad del área y se tiene una capacidad contratada para procesar más de 20,000 km2. Los estudios de procesamiento sísmico de migración en profundidad se realizan en áreas afectadas por tectónica salina o de geología compleja. Estos trabajos han permitido mejorar la imagen del subsuelo de manera sustancial en la Provincia Salina del Istmo (Figura 44) y en el Pilar de Akal (Figura 45). PSTM PSDM Figura 44. Mejora en la imagen del subsuelo aplicando migración en profundidad (PSDM) en la Provincia Salina del Istmo. Figura 45. Ejemplo de mejora de imagen en el Pila Reforma Akal aplicando migración en profundidad (PSDM). 45 4.2.2 Métodos geofísicos alternos Uno de los métodos que en la industria petrolera ha tomado relevancia a partir de experiencias exitosas en la última década son los métodos electromagnéticos. Considerando las fuertes inversiones que involucra el perforar pozos en aguas profundas, es necesario aplicar exhaustivamente técnicas que ayuden a reducir el riesgo y la incertidumbre de las localizaciones exploratorias; por lo que recientemente se contrató un barco dedicado para registrar información electromagnética en los proyectos de aguas profundas, este método de exploración petrolera utiliza una fuente y detectores electromagnéticos, para identificar zonas resistivas asociadas a la presencia de hidrocarburos (Figura 46). Figura 46. Respuesta teórica de la resistividad en una roca almacén saturado con agua o aceite (EMGS 2010). En los próximos tres años se tiene en programa realizar al menos 30 levantamientos tridimensionales con este tipo de metodología en localizaciones exploratorias de aguas profundas. Esto permitirá correlacionar la amplitud sísmica, que responde predominantemente a la litología, con la resistividad, que es directamente proporcional al tipo de fluidos (Figura 47), lo que ayuda a incrementar la probabilidad de éxito de descubrimiento y la certidumbre en el tamaño de la acumulación. Amplitudes Sismicas Amplitudes Sismicas y Resistividad Figura 47. Integración y análisis de la información electromagnética con la respuesta sísmica. 46 4.2.3 Equipos de perforación y terminación de pozos La evaluación de potencial petrolero en el Golfo de México Profundo considera la perforación y terminación de 28 pozos exploratorios en el periodo 2008‐2012, para lo cual se definió una estrategia de contratación de equipos con capacidades de operación en tirantes de agua entre 7,000 y 10,000 pies. Al igual que el caso de los barcos de adquisición sísmica, había escases en el momento que se buscó su contratación asociado a los altos precios de los hidrocarburos. Por lo tanto, aunque la contratación se realizó desde el 2007, su llegada se programó para el año 2010 ya que algunos de ellos estaban en construcción (Tabla 2). Tabla 2. Equipos de perforación de aguas profundas actualmente considerados Equipo Capacidad tirante de agua (pies) Año de inicio y vigencia (años) Voyager 3,280 2007 (2.5) Max Smith 7,000 2008 (3) SS Centenario 7,000 2010 (4.5) SS Bicentenario 10,000 2010 (5) SS Sea Dragon 7,000 2011 (5) Tomando en cuenta que el costo promedio de estos equipos es en ocasiones cercano al millón de dólares por día, incluyendo la renta, materiales y servicios asociados, se han tomado acciones con el fin de mejorar el diseño y prácticas operativas que permitan un uso eficiente de estos equipos, similar al estándar internacional y así reducir el impacto en el costo de descubrimiento. 4.3 Evaluación del potencial Dentro de la estrategia exploratoria se planteó la realización de actividades en ocho proyectos de evaluación del potencial, de los cuales tres se ubican en el Golfo de México profundo, tres en la plataforma continental y dos en áreas terrestres (Figura 24). Las actividades e inversiones se han concentrado en los proyectos de aguas profundas Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido y en los proyectos Malpaso y Reforma ubicados en la porción terrestre de las Cuencas del Sureste. En estos proyectos a finales del periodo 2007‐2010 se habrán adquirido del orden de 51,000 km2 de sísmica tridimensional a la cual se le ha aplicado, dependiendo de las características geológicas de las áreas, los procesamientos sísmicos requeridos (Figura 48). Se estima que al cierre de 2010 se habrán terminado un total de 22 pozos (Figura 49) con un porcentaje de éxito exploratorio de 41% y ejercido inversiones por 2,755 MMUSD, lo que ha permitido incorporar reservas a nivel 3P por 377 MMbpce (Figura 50), donde la reserva proviene principalmente de las provincias geológicas de aguas profundas. 47 TAMAULIPAS YUCATAN Q UINTANA RO O AXCALA PUEBLA VERACRUZ CAMPECHE SISMICA 3D HASTA 2006 TABASCO 2007-2010 2011-2012 O AXACA SISMICA 2D CHIAPAS HASTA_2006 100 2007-2010 50 0 100 Kilómetros Figura 48. Sísmica adquirida y en programa de los proyectos de evaluación de potencial. No. pozos 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Total pozos: 22 Total sísmica 3D: 50,696 21,701 Sísmica km2 25000 20000 10,909 8,838 15000 9,248 10000 11 3 5 3 5000 0 2007 2008 Pozos 2009 *2010 Sismica km2 *Estimado cierre 2010 Figura 49. Pozos y sísmica 3D en proyectos de evaluación de potencial. 48 Inversión Total inversión: 2,755 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Total reservas: 377 162 139 54 679 907 22 790 2008 2009 **2010 379 2007 *Dólares corrientes **Estimado cierre 2010 *Inversión MMUSD Reservas 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Reserva MMbpce Figura 50. Inversión y reservas incorporadas en proyectos de evaluación de potencial. Tomando como base la nueva información sísmica 2D y 3D, se han realizado trabajos de actualización con el objeto de mejorar el entendimiento de los mecanismos que controlan en tiempo y espacio, la evolución geológica y los elementos del sistema petrolero. Sobresalen los estudios interregionales de tectónica salina (Figura 51), modelado geológico‐geoquímico (Figura 52) y de construcción de modelos sedimentarios predictivos (Figura 53). Las actividades en las áreas de evaluación de potencial de las Cuencas del Sureste se han enfocado a mejorar la imagen del subsuelo y a la integración de los conceptos y modelos regionales con el fin de mejorar el entendimiento de los plays conocidos y buscar nuevos plays. 10 km W E NW SE 10 km Figura 51. Sección geológica representativa del estudio interregional de tectónica salina. 49 W W EE Jurasico Eoceno Cretacico Saturación HCde&Hidrocarburos Rutas de Migración Saturación Bok-1 Etbakel-1 W E 35‐40 °API 9‐15 °API GRADOS API Grados API Figura 52. Estudios de modelado geológico‐geoquímico para predecir el tipo y características de los hidrocarburos. Figura 53. Mapa interregional de facies sedimentarias para el Mioceno medio que abarca la porción terrestre y marina de las Cuencas del Sureste. 50 En el caso particular de aguas profundas, estos modelos se calibraron con la información de los pozos perforados, los cuales han permitido actualizar las predicciones de la distribución del tipo de hidrocarburos (Figura 54) e iniciar la evaluación directa de tres de las siete provincias geológicas. En el Cinturón Plegado Catemaco y sur de las Cordilleras Mexicanas se ha identificado una provincia gasífera a la cual se le han cuantificado recursos prospectivos en un rango de 5‐15 MMMMpc de gas (Figura 55). Adicionalmente se ha delimitado exitosamente el campo Lakach con la perforación del pozo Lakach‐2DL, el cual ha aportado información que permitirá consolidar un planteamiento de desarrollo conceptual (Figura 56) y éste podría ser el primer campo productor en aguas profundas de México, dependiendo del pronóstico del precio sobre futuro del gas. Figura 54. Distribución de áreas prioritarias incluyendo tipo de hidrocarburo esperado y pozos perforados a la fecha. Figura 55. Provincia gasífera del sur de las Cordilleras Mexicanas y Cinturón Plegado Catemaco. 51 Lakach‐2DL NW Lakach‐1 5.7 Km SE 27.2km2 Loc. Lakach-2DL Lakach-2DL P.T. 3250m Lakach-1 Lakach-1 P.T. 3813 PP3 Figura 56. Delimitación del campo Lakach. Al sureste de la provincia Salina del Istmo se ha identificado, en el área Nox‐Hux, la presencia de yacimientos de aceite pesado y extrapesado, que representan la continuidad del alineamiento de producción de Cantarell y Ku‐Maloob‐Zaap. Los estudios regionales y los pozos perforados han aportado información para actualizar la distribución de los tipos de hidrocarburos esperados en las diferentes provincias asociadas a aguas profundas. Lo anterior ha servido de soporte para fortalecer la cartera de oportunidades y localizaciones exploratorias. Al comparar los portafolios 2007 y 2010 (Figura 57 y Figura 58), se observa que el número de oportunidades exploratorias se ha reducido, mientras que el recurso prospectivo identificado total se incrementó en el orden de 20%, además de que, la proporción del recurso prospectivo asociado a gas se incrementó de un 15 a un 30% con respecto al total de los recursos. Oportunidades 2010 Oportunidades 2007 Tamaño MMbpce Total: 790 Total: 913 0 -10 90 10 -20 38 142 21-50 91 51 -100 84 101 -500 7 32 128 75 81 217 220 17 149 70 151 219 311 117 101 7 39 30 132 156 62 281 147 38 170 Aceite >500 Gas 2 0 100 200 Número 300 1 1 400 0 100 200 Número 300 Figura 57. Comparativo de oportunidades de evaluación de potencial entre 2007 y 2010. 52 Recurso potencial medio 14,000 12,128 12,000 10,280 10,000 8,000 6,000 8,560 8,670 4,000 2,000 0 3,568 1,610 2007 2010 Aceite Gas Figura 58. Recursos prospectivos de los proyectos de evaluación de potencial. Los retos técnicos principales en los proyectos de evaluación del potencial continúan siendo, el diseño de la adquisición y procesamiento sísmico para obtener imágenes sísmicas de calidad en las áreas con influencia salina y geología compleja y el desarrollo de modelos geológico‐geoquímicos dinámicos que permitan actualizar con mayor oportunidad y certidumbre las predicciones del tipo de hidrocarburos en las áreas a explorar. En base al conocimiento actual de aguas profundas, el mayor potencial está asociado a yacimientos relacionados a rocas siliciclásticas, por lo que es necesario continuar fortaleciendo las habilidades del personal y la aplicación de tecnologías para incrementar la certidumbre de los modelos sedimentarios, así como la aplicación de técnicas de interpretación cuantitativa (física de rocas, atributos sísmicos, AVO e inversión sísmica). 4.4 Incorporación de reservas En lo referente a los proyectos de incorporación de reservas dentro de la estrategia exploratoria se planteó la realización de inversiones en dieciocho de ellos, de los cuales ocho corresponden a proyectos primordialmente de gas no asociado y diez a proyectos de aceite, relacionados en su mayoría a la provincia petrolera Cuencas del Sureste (Figura 24). Las actividades e inversiones se concentran, para el caso de la exploración de gas no asociado en las cuencas de Burgos y Veracruz, mientras que para la búsqueda de aceite, en los proyectos ubicados en las Cuencas del Sureste tanto en su porción terrestre como marina. En el período 2007‐2010, se habrán adquirido del orden de 17,000 km2 de sísmica 3D, primordialmente en las cuencas de Burgos, Veracruz y Sureste (Figura 59). En el caso de las dos primeras, el procesamiento sísmico se enfoca en la preservación de amplitudes con el fin de obtener información que permita realizar trabajos de interpretación cuantitativa. En las Cuencas del Sureste, dada la complejidad estructural de los proyectos ubicados en el Pilar de Akal, ha sido necesario aplicar procesos de migración en profundidad, mientras que para los plays suprasal ubicados en la Cuenca Salina del Istmo, se aplican procesos con preservación de amplitudes y en el caso de los plays subsalinos, migración en profundidad. 53 Es importante señalar que con el fin de fortalecer el programa de desarrollo de campos en los proyectos de explotación Aceite Terciario del Golfo y Tres Hermanos, se han registrado adicionalmente más de 2,600 km2 de sísmica 3D. COAHUILA NUEVO LEON TAMAULIPAS ZACATECAS GOLFO DE MEXICO SAN LUIS POTOSI JALISCO GUANAJUATO QUERETARO HIDALGO MEXICO MICHOACAN TLAXCALA DF MORELOS PUEBLA VERACRUZ CAMPECHE SISMICA 3D IR TABASCO GUERRERO HASTA 2006 OAXACA CHIAPAS 2007-2010 100 2011-2012 50 0 100 Kilómetros Figura 59. Sísmica adquirida y en programa en los proyectos de incorporación de reservas. Con el fin de asegurar la incorporación de reservas de aceite que permitan restituir la producción, se ha fortalecido el programa de perforación y terminación de pozos en los proyectos ubicados en las Cuencas del Sureste, tanto en su porción terrestre como marina. En el caso de los proyectos relacionados a gas no asociado se ha disminuido el nivel de inversiones por efecto de la drástica disminución en el precio del gas. Un efecto adicional se ha tenido en la Cuenca de Veracruz debido al incremento en el riesgo exploratorio al migrar la actividad hacia la porción sur de la cuenca. Para el periodo 2007‐2010 se estima haber terminado un total de 215 pozos con una inversión cercana a los 5,300 MMUSD, lo cual permitirá incorporar un total de reservas a nivel 3P de más de 5,200 MMbpce al cierre de este período (Figura 60 y Figura 61). Del total de reservas descubiertas 3,034 MMbpce corresponden a aceite ligero, 1,748 MMbpce a aceite pesado y 493 MMbpce a gas, lo que representa el 58%, 33% y 9% respectivamente. 54 A continuación se describen los descubrimientos más importantes realizados a la fecha. No. pozos Total pozos: 215 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Sísmica km2 Total sísmica 3D: 16,642 6,042 7000 5,208 6000 5000 4000 2,983 2,410 3000 64 60 46 45 2000 1000 0 2007 2008 Pozos 2009 Sismica km2 *2010 *Estimado cierre 2010 Figura 60. Pozos y sísmica 3D en proyectos de incorporación de reservas. Inversión Total inversión: 5,284 3000 1,752 Total reservas: 5,227 Reservas 1,428 2500 1,132 2000 914 1500 1000 500 1,482 1,341 1,594 2008 2009 *2010 867 0 2007 *Dólares corrientes **Estimado cierre 2010 *Inversión MMUSD 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Reserva MMbpce Figura 61. Inversión e incorporación de reservas en proyectos de incorporación de reservas En lo que respecta a la incorporación de aceite ligero, en la porción marina destaca, el alineamiento de los campos Tsimin y Xux que resultaron productores en calizas oolíticas del Kimmeridgiano de aceite y condensado de 40 grados API y que durante sus pruebas alcanzaron más de 4,000 barriles por día, cuantificándose reservas a nivel 3P del orden de 1,500 MMbpce, los cuales están en proceso de delimitación y se tiene en programa perforar al menos tres pozos exploratorios adicionales en busca de la extensión de este play (Figura 62). Estas estructuras se ubican en un área de geología compleja afectada por tectónica salina. Su visualización y disminución de riesgo se dio gracias a los avances en las tecnologías de procesamiento sísmico especial que mejoran la imagen de subsuelo y permiten definir con mayor claridad las estructuras susceptibles de contener hidrocarburos a esas profundidades. 55 Citam‐1 Cima Kimmeridgiano Kab‐101 Kinbe‐1 L. Kelem‐1 SAL L. Kaa‐1 L. Xux‐1DL L. Nojol‐1 Yaabkan‐1 Tsimin‐1DL Tsimin‐1 Xux‐1 Campo May L. Tsimin‐3DL L. Xux‐2DL SAL 5 km Figura 62. Mapa de la cima del Kimmeridgiano en el área de los capos Xux‐Tsimin. En esta área recientemente se adquirieron del orden de 1,000 km2 de sísmica 3D convencional y se ha programado iniciar, a principios de 2011, un levantamiento sísmico transicional del orden de 1,500 km2 que ayudará a definir la continuidad de este alineamiento productor con descubrimientos realizados en tierra, donde destacan los recientes descubrimientos de los campos Bajlum, Bricol, Madrefil y Terra (Figura 63) con más de 350 MMbpce de reserva 3P, producciones iniciales por pozo de hasta 10,000 barriles por día y que por su cercanía a infraestructura actualmente contribuyen a la producción de la Región Sur con más de 40,000 barriles diarios de aceite ligero. Figura 63. Ubicación de los descubrimientos de aceite en las Cuencas de Sureste. 56 En lo que respecta a la incorporación de aceite pesado, esta se dio principalmente en la porción marina de las Cuencas del Sureste, en la extensión hacia el noroeste del alineamiento productor en las brechas del Cretácico Superior de los complejos Cantarell y Ku‐Maloob‐Zaap, donde se han perforado un total de 12 pozos exploratorios, de los cuales 11 fueron productores. Destaca el alineamiento de los campos Ayatsil‐Tekel‐Utsil, productores en las brechas carbonatadas del Cretácico Superior y calizas del Cretácico Medio (Figura 64), el cual cuenta con una reserva certificada de alrededor de 700 MMbpce, que podría incrementarse aproximadamente en 200 MMbpce, una vez que se certifique el campo Utsil, descubierto en este año. En esta misma región con la delimitación de los campos Pit y Kayab, además de reclasificar reservas, se incorporaron del orden de 500 MMbpce. Esta área tiene una relevancia estratégica por su cercanía al complejo Ku‐Maloob‐Zaap donde la infraestructura existente puede ser utilizada para su desarrollo y explotación en el corto plazo. Figura 64. Configuración estructural de la brecha del Cretácico Superior indicando los descubrimientos más importantes de aceite pesado y extrapesado. Los descubrimientos de los campos gigantes realizados en la porción marina de las Cuencas del Sureste, tanto por su volumen como por su cercanía a instalaciones, son los más importantes realizados en los últimos 15 años; mientras que los de la porción terrestre, si bien son de tamaño mediano, la infraestructura existente permitió su rápida puesta en producción, apoyando de manera importante para que la Región Sur alcanzara nuevamente una producción diaria de más de 500 mil barriles por día. 57 Los estudios interregionales (Figura 65 y Figura 66) han jugado un papel clave en el proceso de actualización de la cartera de oportunidades y localizaciones exploratorias para darle mayor calidad y certidumbre. Así también, el incremento en el nivel de actividad de adquisición sísmica tridimensional y bidimensional realizada y la aplicación de algoritmos de vanguardia en el procesamiento sísmico de migración en profundidad ha apoyado de una manera importante para reducir el riesgo en la definición de la trampa, particularmente en la provincia petrolera de las Cuencas del Sureste. Jurásico Superior (Kimmeridgiano) Rampa Externa y Cuenca Bancos Oolíticos Xux-1 Tsimin-1 Laguna Evaporítica Sabkha – Planicie costera Figura 65. Reconstrucción de ambientes sedimentarios para el Kimmeridgiano en la que se observa la continuidad de los bancos oolíticos de la porción terrestre y marina. Figura 66. Reconstrucción de ambientes del Plioceno entre las porciones terrestre y marina de las Cuencas del Sureste. 58 Como resultado de estas actividades, se observa que entre 2007 y 2010, a pesar de haber perforado más de 200 pozos e incorporado reservas por más de 5,200 MMbpce la cartera de oportunidades exploratorias en los proyectos de incorporación de reservas se ha incrementado ligeramente en número, particularmente en las de mayor tamaño (Figura 67). Además, refleja un ligero incremento en lo que respecta al total de los recursos prospectivos identificados (Figura 68). Total: 1,543 Total: 1,524 0 - 10 156 10 - 20 157 21 - 50 51 - 100 Oportunidades 2010 Oportunidades 2007 Tamaño MMbpce 145 69 3 40 188 42 249 207 102 72 1 101 13 14 500 367 171 196 302 823 713 110 887 731 2 228 104 21 Aceite > 500 Gas 0 300 600 0 900 300 Número 600 900 Número Figura 67. Comparativo de oportunidades de incorporación de reservas entre 2007 y 2010. Recurso prospectivo 9,000 8,000 7,846 7,766 7,000 6,000 5,000 5,788 6,178 1,978 1,668 2007 2010 4,000 3,000 2,000 1,000 0 Aceite Gas Figura 68. Recursos prospectivos de los proyectos de incorporación de reservas. 59 Los desafíos técnicos a enfrentar en las cuencas de Burgos y Veracruz, productoras de gas no asociado en rocas siliciclásticas terciarias, están relacionados primordialmente en reducir el riesgo en la presencia y calidad de la roca almacén, así como el tipo de fluido dentro de ella, para lo cual se hace necesario aplicar de manera masiva la tecnología de sísmica multicomponente, particularmente en la Cuenca de Veracruz, y en ambas el desarrollo de habilidades para aplicar de manera efectiva la interpretación cuantitativa (física de rocas, atributos sísmicos, AVO e inversión sísmica). Este mismo tipo de tecnologías se deberán aplicar, de manera selectiva, en las cuencas Salina del Istmo, Comalcalco y Macuspana. En lo referente a los yacimientos en carbonatos naturalmente fracturados, ubicados principalmente en las Cuencas del Sureste, es necesario desarrollar metodologías multidisciplinarias que ayuden a caracterizar y predecir los sistemas de fracturas en el subsuelo (Figura 69). Lámina delgada Núcleo Registro de imagen Sísmica Atributos Frecuencia Acumulada de fractura EPDE Afloramiento Análogos mµ a cm mm a cm cm a metros Escala metros km Figura 69. Integración de estudios a diferentes escalas para la caracterización de sistemas de fracturas. Modificado de Marret, Ortega y Kealsey (1999). En las áreas de influencia salina y de geología compleja, el diseño de sísmica y el procesamiento sísmico especial, continúan siendo un reto importante para mejorar la definición de las trampas en el subsuelo con el fin de buscar la extensión de los plays conocidos y postular, en su caso, plays hipotéticos. Finalmente, con el fin de reducir el tiempo de ciclo entre el descubrimiento de nuevos yacimientos y la producción, se han fortalecido los equipos de caracterización inicial de yacimientos y el personal de geociencias asignado al desarrollo de campos, además se han dedicado inversiones importantes para la perforación de pozos delimitadores. 60 4.5 Cumplimiento de metas Dentro de la estrategia exploratoria se planteó un incremento sustancial en los montos de inversión anual a ejercer, lo cual se ha logrado, cuidándose en todo momento enfocar dichas inversiones hacia los proyectos y áreas con mayores posibilidades de alcanzar las metas de evaluación del potencial petrolero del país y de incorporación de reservas que hagan factible la restitución de la producción extraída anualmente, a un costo de descubrimiento competitivo dentro de los estándares internacionales. Como resultado de estas iniciativas estratégicas y las acciones implementadas en el periodo 2007‐ 2010, se estima que asociado a una inversión superior a los 8,000 MMUSD, ejercidos principalmente en los proyectos de las Cuencas del Sureste, Golfo de México Profundo y cuencas de Burgos y Veracruz y se habrán adquirido más de 67,000 km2 de sísmica tridimensional, perforado y terminado alrededor de 240 pozos (Figura 70). No. pozos 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Éxito comercial Total pozos 2007-2010: 237 49% 85 75 65 38% 27 32 38 40% 35% 29% 49 17 48 36 30% 49 85 19 49 39 50% 20% 10% 29 0% 2007 2008 Productivos 2009 *2010 Improductivos *2011 **2012 Éxito comercial % *Estimado y POA 2011 **Programa estratégico Figura 70. Pozos exploratorios y porcentaje de éxito en el periodo 2007‐2009 y estimado 2010‐2012. Con esta actividad se estima haber incorporado reservas a nivel 3P por más de 5,600 MMbpce, rebasando las metas planteadas y alcanzándose anticipadamente en 2008 y por dos años consecutivos, alcanzar la meta de 100 por ciento de restitución de reservas totales comprometida para 2012 (Figura 71). Además, esta actividad ha permitido fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias al incrementar los recursos prospectivos identificados de 17,800 a 19,500 MMbpce (Figura 72). Adicionalmente, las predicciones del tipo de hidrocarburo, el riesgo geológico y el tamaño de las oportunidades presentan mayor certidumbre al estar soportados por estudios regionales más detallados y sísmica tridimensional (Figura 73). 61 Reserva e inversión 3,500 3,000 Tasa restitución Total reservas: 5,651 Total inversión: 8,041 129% 140% 102% 120% 3,207 100% 2,500 66% 2,000 2,837 2,248 2,162 80% 2,384 60% 1,500 1,000 1,053 1,247 1,774 1,482 500 40% 1,610 1,397 1,342 20% 0% 0 2007 2008 Reserva MMbpce 2009 **2010 *Inversión MMUSD **2011 ***2012 Tasa de restitución *Dólares corrientes **Estimado y POA 2011 Figura 71. Inversión, reserva y tasa de restitución en el periodo 2007‐2009 y estimado 2010‐2012. Recursos prospectivos identificados 2007 25000 20000 17,800 17,300 15000 14,100 10000 5000 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 Número de Oportunidades Recursos P50 Recursos Media Recursos prospectivos identificados 2010 25000 23,700 19,500 20000 15,700 15000 10000 5000 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1200 1100 1000 900 800 700 600 400 300 200 100 0 0 Recursos Potenciales Acumulados (mmbpce) Recursos P10 500 Recursos P90 1300 1100 900 1000 800 700 600 500 400 300 200 0 0 100 Recursos Potenciales Acumulados (mmbpce) 22,000 Número de Oportunidades Recursos P90 Recursos P50 Recursos Media Recursos P10 Figura 72. Comparación de los recursos prospectivos identificados y documentados en la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias de 2007 y la de 2010. 62 No. oportunidades 2D 3000 2500 2,420 3D 2,328 421 (AA) 279 ( AA) 903 (A) 1201 (A) 2000 1500 45 (AA) 1000 500 18 (AA) 1051 (A) 830 (A) 0 2007 2010 A: Oportunidades exploratorias AA: Localizaciones Exploratorias Figura 73. Comparativo entre los años 2007 y 2010 en el número total de oportunidades exploratorias y la proporción entre las documentadas con sísmica 2D y 3D. Finalmente, si se relacionan las inversiones con la reserva incorporada a nivel de 3P durante este periodo, se tendría un índice de eficiencia exploratoria competitivo internacionalmente del orden de 1.4 USD/barril incorporado. 5 Perspectivas y consideraciones finales Considerando la Reforma Energética aprobada en el año 2009, Petróleos Mexicanos (Pemex) tiene la obligación de maximizar el valor de los hidrocarburos y satisfacer la demanda de los principales petrolíferos que requiere el país. Para ello, se definió que las principales palancas para alcanzar estos objetivos deberán estar basadas en: Un gobierno corporativo que incluya un consejo de administración con la participación de consejeros profesionales y la incorporación de mejores prácticas Régimen de contratación especial que flexibilice y asegure la contratación y procura, contratos con incentivos al desempeño y esquemas orientados a desarrollar y apoyar a proveedores y contratistas mexicanos Flexibilidad financiera que incluya un programa financiero independiente (sin afectación a la generación de flujo), financiamiento de fuentes externas, bonos ciudadanos y un régimen fiscal diferenciado. Con base en lo anterior y con el objeto de definir el rumbo que debe seguir la empresa para lograr su sustentabilidad operativa y financiera de largo plazo y basado en un diagnóstico de la situación actual y las perspectivas del mercado se elaboró el Plan de Negocios de Pemex 2010‐2024, definiéndose como: 63 Misión. Maximizar el valor de los activos petroleros y los hidrocarburos de la nación, satisfaciendo la demanda nacional de productos petrolíferos de calidad, de manera eficiente y confiable y sustentable. Visión. Estar dentro de las primeras cinco empresas petroleras más eficientes para el 2015 y ser reconocida por los mexicanos por su eficiencia, honestidad y responsabilidad social y ambiental. Para poder alcanzar este objetivo se identificaron los retos que cubren los diferentes aspectos de la empresa, tales como la eficiencia operativa, administrativa y financiera, el compromiso de satisfacer las necesidades energéticas del país y la urgencia de mantener e incrementar los niveles actuales de producción de hidrocarburos y la responsabilidad de mantener una operación sustentable en el largo plazo, por lo que para atender estos retos se definieron cuatro líneas de acción: crecimiento, eficiencia, responsabilidad corporativa y modernización de la gestión (Figura 74). Figura 74. Líneas de acción del Plan de Negocios de Pemex 2010‐2024. En lo referente a Pemex Exploración y Producción, considerando la situación actual se plantearon tres retos principales: 1. Incrementar las reservas de hidrocarburos para asegurar la sustentabilidad de largo plazo de la empresa. 2. Sostener e incrementar la producción de hidrocarburos para atender los requerimientos energéticos del país y 3. Mantener niveles de eficiencia internacionales en aprovechamiento de gas y costos para fortalecer la rentabilidad el negocio dado el rezago tecnológico actual, la dificultad para adquirir la tecnología requerida, la limitada capacidad de ejecución, la volatilidad del mercado y la incertidumbre en las expectativas de crecimiento 64 Para afrontar el reto de incrementar las reservas, se definieron las siguientes estrategias que competen a Exploración: Aumentar el nivel de incorporación de reservas de aceite en aguas someras y áreas terrestres. Ampliar el portafolio de oportunidades exploratorias en áreas de gas no asociado. Incrementar la probabilidad de éxito comercial en aguas profundas. Intensificar la actividad en delimitación para incrementar la reclasificación e incorporación de reservas Los objetivos estratégicos relacionados con la función de exploración y de la aplicación de geociencias en producción son: Alcanzar una tasa de restitución de reservas probadas de 100% en 2012. Desarrollar nuevos campos en aguas someras y tierra. Lograr incrementos anuales en la producción de crudo en el periodo 2010‐2012. Mejorar las tasas de recuperación / reducir la curva de declinación. Desarrollar los campos maduros. Mantener niveles competitivos en costos de descubrimiento, desarrollo y producción. Los resultados obtenidos durante el periodo 2007‐2010 confirman el potencial petrolero remanente del país y sustentan que si se da una aplicación continua y ascendente de inversiones es posible alcanzar las metas programadas. Por lo tanto, para poder alcanzar las metas establecidas para exploración en el Plan de Negocios 2010‐2024, es necesario asegurar un nivel de inversión del orden de los 3,000 MMUSD anuales. Esta inversión se deberá enfocar primordialmente en las Cuencas del Sureste para asegurar la incorporación de reservas de aceite en el corto y mediano plazo. Asimismo, se deberá continuar la evaluación de potencial de los proyectos y áreas prioritarias de aguas profundas, privilegiando aquellas con mayor probabilidad de encontrar hidrocarburos líquidos, las que aportarán las reservas en el mediano y largo plazo. Considerando el potencial identificado y el tamaño del área del Golfo de México profundo, su evaluación demandaría tiempos muy prolongados bajo los ritmos de inversión programados, por lo que es necesario buscar mecanismos que permitan incrementar la capacidad de ejecución a través de nuevos modelos de negocio conforme al marco legal vigente. Por otro lado, el logro de una mayor eficiencia operativa exige agilizar los mecanismos de acceso a servicios y tecnología especializada y continuar fortaleciendo el desarrollo de habilidades críticas en el personal de geociencias. 65 6 Referencias bibliográficas Ambrose, W.A., Jones, R., Wawrzyniec, T., Fouad, K., Dutton, S.P., Jennette, D.C., Elshayeb, T., Sánchez-Barreda, L., Solís, H., Menéses-Rocha, J., Lugo, J., Aguilera, L., Berlanga, J., Miranda, L., Ruíz-Morales, J. y Rojas, R., 2002, Upper Miocene and Pliocene shallow-marine and deepwater, gas-producing systems in the Macuspana Basin, southeastern Mexico: GCAGS Transactions, v. 52, p. 3-12. 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