Oct 28, 2026

Tendencia Formación Yegua 

Este artículo describe detalles geológicos y de yacimiento de la tendencia Yegua en los condados de Jackson y Jefferson, donde se han perforado numerosos pozos desde principios de la década de 1980 hasta la actualidad. 

Donald A. Goddard/Liverpool Petroleum

Octubre 2026

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Introducción

La tendencia de gas y condensado de la Formación Yegua en Texas, específicamente la tendencia Yegua de buzamiento abajo (downdip), constituye un sistema petrolero de alta productividad y sobrepresión.

Se encuentra dentro del Grupo Claiborne (de edad Eoceno) a lo largo de la costa del Golfo de Texas. Aunque inicialmente pasó desapercibida debido a los modelos geológicos de sedimentación tradicionales, esta tendencia se convirtió en un foco principal de exploración onshore en tierra firme a partir de finales de la década de 1970 y durante la de 1980. Dicha tendencia Yegua en posición de buzamiento abajo, ha producido más de 400 BCF (miles de millones de pies cúbicos) de gas y 10 millones de barriles de condensado (50º API) desde 1979. Se estima que la tendencia cuenta con reservas recuperable en el rango de 1.5 a 20 TCF (trillones de pies cúbicos).

Esta tendencia de areniscas buzamiento abajo (downdip) está separada de la sección de areniscas Yegua de buzamiento arriba (updip) por una zona intermedia que carece de cuerpos de arenisca. Una capa de aproximadamente 1000 pies de espesor de la Formación Jackson (lutitas de alta presión) separa esta tendencia de los yacimientos más someros y altamente productivos de la Formación Frio. Actualmente, la actividad se concentra en identificar zonas de alta productividad (sweet spots) de alrededor de 1000 acres o menos, evaluar las extensiones laterales y de buzamiento abajo de las tendencias conocidas. 

También se está definiendo las estructuras grandes y potencialmente productivas mediante análisis integrados de geología, y levantamientos sísmicos 3D.

Para llevar a cabo esta tarea, la información presentada se obtuvo de la base de datos de la Texas Railroad Commission (TRRC), de informes internos y de literatura técnica publicada. Las numerosas publicaciones disponibles incluyen datos integrados de registros de pozos, sísmica y bioestratigrafía a lo largo de 350 millas en dirección al rumbo de la formación. Se han formulado y validado modelos deposicionales y estratigráficos para predecir yacimientos situados aguas abajo (hacia la cuenca) dentro de esta tendencia.

Originalmente, el marco de correlación del subsuelo tierra adentro (onshore) abarcaba entornos deposicionales como la plataforma estable y el talud continental situado aguas abajo, lo cual marco el límite del control mediante pozos onshore. La tecnología sísmica 3D más reciente, permitió interpretar factores geológicos, tales como fallas de crecimiento, erosión por colapso del talud y patrones complejos a mayor profundidad. Estos incluyen ambientes deposicionales de abanicos en la cuenca y donde se observaron areniscas turbidíticas. En fin, el artículo está enfocado en posibles resultados económicos positivos con proyectos exploratorios en profundidad con pozos que producen de yacimientos de areniscas turbidíticas Yegua (gas y condensado) situados a profundidades de entre 10,000 pies y 17,000 pies en áreas onshore. 

Cabe mencionar que la formación equivalente a la Yegua hacia el este, en Louisiana, es la Formación Cockfield, la cual también ha sido una prolífica productora de petróleo y gas.

1. La Tendencia Yegua en Jackson County

Introducción

Durante el 2025, la consultora Liverpool Petroleum, LLC, realizó una evaluación preliminar de yacimientos hidrocarburíferos en la Formación Yegua en el Campo Cordele, a 8 millas al norte de la ciudad de Edna en Jackson County, Texas. El objetivo fue investigar la factibilidad económica de perforar un pozo hasta 10,000 pies (3048 m) en el área de interés ubicado a unas 130 millas al suroeste de Houston.  

Lo que indujo a la empresa a evaluar esta zona, fue que se sabía que después de 1970, en el Condado Jackson se descubrieron yacimientos hidrocarburíferos  en la Formación Yegua a una profundidad entre 6500 pies y 10,000 pies alrededor del campo Cordele y donde la empresa estuvo involucrado en la operación de algunos leases. Los pozos perforados entre 1954 y 2008 en el condado, produjeron gas y condensado a tasas económicas en lo que hoy día se denomina la Tendencia Yegua. Por lo tanto, los objetivos de la evaluación del yacimiento Yegua en el campo Cordele fueron: 1) estimar las reservas existentes, 2) conocer las características de los yacimientos a producirse y 3) presentar una estimación económica preliminar del proyecto que se propuso.  

En aquel entonces el costo de alquilar los terrenos (leases) fue de $600 por acre y los dueños de las tierras también exigían a la operadora que les pague el 20% de la ganancia obtenida de la venta de los hidrocarburos. El plan exigía la perforación del primer pozo dentro de un lapso de un año.

Si el pozo fuese económicamente productivo, se mantenía los derechos de operar las tierras y perforar pozos adicionales. De hecho, el plan de negocios (business plan) que se vislumbraba entre los participantes principales, fue muy sencillo y el cual favorecía al inversionista, como debe ser. Estos fueron:  1) El dueño de los terrenos. 2) Algún inversionista interesado y 3) la empresa Liverpool Petroleum, LLC quien estaba proponiendo y preparando el proyecto a ejecutarse.  Esto involucraba buscando y estudiando los registros de pozos en el condado Jackson.

El pozo vertical propuesto para alcanzar la Formación Yegua, dentro del campo Cordele, se consideró un proyecto de “exploración en profundidad”, ya que requería identificar una nueva estructura mediante el análisis de datos sísmicos 3D. El proyecto implicaba, adquirir la licencia de los datos sísmicos 3D existentes, realizar la interpretación de dichos datos y buscar un inversionista interesado en oportunidades petroleros positivos como el que se describe en este artículo. 

Fue esencial que la ubicación definitiva del primer pozo quedaba supeditada a que la interpretación sísmica 3D confirmara la existencia de trampas de gas y condensado aceptables e indiscutibles a la profundidad de la formación Yegua. Basándose en los resultados de la interpretación y en la experiencia previa con pozos dentro del condado de Jackson, se planificó perforar el pozo hasta una profundidad de 10,000 pies con el fin de producir los hidrocarburos de los yacimientos de areniscas turbidíticas de dicha formación.

Historial de Producción

En la zona de la Costa del Golfo de Texas, los yacimientos del Terciario se descubrieron en el condado de Jackson durante la década de 1950. Actualmente, la producción se compone principalmente de petróleo procedente del Mioceno y de gas de la Formación Frio. Aunque no se han perforado pozos para evaluar los yacimientos de la Formación Yegua en el campo Cordele, varios pozos cercanos en otras áreas del condado de Jackson han sido productores prolíficos de gas y condensado durante muchos años. 

Entre 1954 y 2008, estos produjeron de diversos intervalos de gas y condensados situados a profundidades de entre 6000 pies y 10,000 pies. En algunos pozos se registraron presiones de yacimiento elevadas, alcanzando las 8,000 psi. La tasa media de producción inicial (IP) de gas es de 2,800 mcfgd (miles de pies cúbicos de gas al día), mientras que la tasa inicial de condensado es de aproximadamente 50 bopd (barriles de condensado al día). Algunos pozos llegaron a producir inicialmente más de 100 barriles de condensados diarios.

Consideraciones Geológicas

Los yacimientos de la Formación Yegua, son caracterizados por láminas delgadas de areniscas de grano muy fino, intercaladas con limolitas y lutitas. Los datos provenientes de sísmica 3D en áreas cercanas y registros eléctricos indican que estos sedimentos fueron depósitos en aguas profundas, constituyendo abanicos turbidíticos submarinos distales. En los registros se puede observar que las lutitas de las formaciones Vicksburg y Jackson actúan como sellos regionales que suprayacen a las areniscas de la Formación Yegua, las cuales se depositaron sobre las rocas de la Formación Cook Mountain.  

Para un mejor entendimiento del hábitat de hidrocarburos en el condado Jackson, Texas, la consultora Liverpool Petroleum, LLC preparó un modelo geológico y el cual se presenta en este artículo. Lo importante es que las rocas madres generadoras de edades Cretácicas y Jurásicas son ricas en materia orgánica marina y son la fuente de los hidrocarburos a través de Texas y Louisiana. Las vías de migración son fallas normales, por lo general, y las cuales se extienden desde la roca madre hasta cerca de la superficie y vistas claramente en los datos de la sísmica 3D.  Las trampas son una combinación estructural y estratigráfica y consisten de anticlinales “rollover” contra las fallas normales de crecimiento. Estos son comunes a través de las formaciones Terciarias y predominan dentro de la Tendencia Yegua.  

Estimación de Reservas

Debido a que existen parámetros de yacimiento bien conocidos para las zonas de la Formación Yegua en el condado de Jackson, teniendo mapas estructurales en base a sísmica 3D es posible realizar estimaciones precisas de las reservas recuperables. Sin embargo, no se disponía de dichos mapas estructurales sísmicos durante la evaluación del potencial de gas y condensado de este yacimiento. Por lo tanto, se realizó un cálculo del área de drenaje de un circulo alrededor de un pozo tipo. Utilizando los parámetros conocidos del yacimiento, los resultados indicaron que un pozo en la Formación Yegua podría drenar hidrocarburos presentes en un área circular de 88 acres.

Se realizó un cálculo de reservas utilizando los parámetros de yacimientos conocidos de la Formación Yegua en Jackson County y se seleccionó un área de interés a perforarse un pozo a una profundidad de 10,000 pies y utilizando el área de drenaje calculado de 88 acres. Los parámetros de este yacimiento incluyen porosidades promedio de 25%, permeabilidad promedio de 300 md, areniscas de espesor de 50 pies, factor de recobro de gas del 60%, temperatura de 224 °F, saturación de petróleo (So) de 60% y una presión de yacimiento de 8000 psi. Fue determinado que un pozo puede drenar 6.72 mil millones (billones) de pies cúbicos de gas (BCFG) acompañado por un rendimiento (yield) de 1.68% de condensado para un total de 80,000 barriles de fluido.

Evaluación Económica

Los principales gastos de capital (CAPEX) y operativos (OPEX) para un proyecto de exploración en profundidad, en el campo Cordele en el condado de Jackson incluyen: 1) la licencia para el estudio sísmico 3D existente de $130,000, 2) la interpretación de los datos sísmicos a un costo de $15,000, y 3) la perforación y completación de un pozo vertical hasta una profundidad de 10,000 pies para producir gas y condensado en múltiples intervalos que costaría $3.5 millones. En la evaluación económica, se utilizaron precios de $3/mcf de gas y $80 por barril de petróleo.

Basándose en dichos valores y considerando una tasa histórica de producción inicial (IP) promedio de un pozo, de 50 barriles de condensado por día y de 2,800 mcfd para el gas, se generarán los siguientes resultados en un periodo de 10 años: 1) un valor actual neto (NPV) de $19 millones, 2) un plazo de recuperación de la inversión de 12 meses, 3) una tasa interna de retorno (IRR) ​​del 79 % y 4) una tasa de retorno (ROR) del 69 %.

 2. Tendencia Yegua en Jefferson County

Introducción

La Formación Yegua es también la principal productora en la franja denominada “Jefferson County Yegua Fairway” y, específicamente, en el campo Constitution, situado a 82 millas al este de Houston y a 10 millas al oeste de la ciudad de Beaumont. En dicha franja existe abundante información de dominio público sobre la geología, las propiedades del yacimiento y el historial de producción, tanto a escala regional como de nivel de yacimiento. Los campos petrolíferos China y Nome, también prolíficos productores de la formación Yegua, se encuentran en las proximidades, justo al suroeste del campo Constitution. 

A partir de la producción histórica de estos yacimientos, se diseñó un proyecto en el campo Costitution para evaluar la viabilidad de perforar pozos de relleno (infill wells) dentro de un área de interés de 735 acres, delimitada por 12 pozos perforados, entre 1979 y 2006, hasta profundidades que oscilan entre los 14,000 pies y 17,000 pies aproximadamente. La selección de los candidatos para la perforación de relleno (infill) pudo realizarse integrando datos geológicos y de yacimiento, así como el mapeo estructural basado en pozos perforados con un espaciamiento de 40 acres. Los registros eléctricos y las estadísticas de producción de los pozos en el área de interés resultaron fundamentales para seleccionar las futuras ubicaciones de los pozos de relleno en la Formación Yegua y determinar sus profundidades de penetración. Bajo esta premisa, los pozos ubicados estratégicamente deberían permitir recuperar la producción de gas y condensado que no fue captada por los pozos originales en el yacimiento Yegua.          

La Producción Histórica 

En el condado de Jefferson, la industria petrolera comenzó con el descubrimiento, en 1901, de yacimientos petrolíferos someros en el conocido campo Spindletop, situado justo al sur de Beaumont, Texas. Posteriormente, en 1935, se descubrió el campo Amelia, a cinco millas al oeste de la ciudad de Beaumont. Más tarde, en 1938, se descubrió el campo West Beaumont en una zona que hoy forma parte del área urbana. La evaluación descrita en este artículo está enfocada en la Tendencia Yegua de Harris-Jefferson, productora de hidrocarburos principalmente desde 1979. Es una extensión hacia el este de la misma tendencia descrita en el condado Jackson. 

Tan solo en el sector de la tendencia Yegua en el condado Jefferson, el volumen acumulado de producción de gas alcanzó los 700 BCF (mil millones de pies cúbicos). En dicho sector se registró su mayor producción de 372 BCF entre 1979 y 1989. En algunos pozos excepcionales del cercano campo China Canal, los caudales de producción inicial (IP) de gas y condensado oscilaron entre 500 y 1000 barriles de condensado por día (bcpd), mientras que la producción inicial (IP) promedio de gas fue de 4,000 mcfg (miles de pies cúbicos de gas) diarios.

A nivel del campo Constitution, la siguiente lista histórica de producción, el mapa base y cuatro registros eléctricos presentan información sobre la producción inicial (IP) individual en esta área de interés, donde se perforaron 12 pozos a profundidades de entre 14,000 pies y 17,000 pies. Sus tasas de producción inicial (IP) promediaron 310 barriles de condensado por día, con una gravedad API de 52o y 2,800 miles de pies cúbicos de gas por día (mcfd). Los yacimientos de arenisca petrolífera neta tienen un espesor promedio de 100 pies. A partir de información publicada sobre núcleos de roca, sabemos que la porosidad promedio es del 25 % y que la permeabilidad oscila entre 50 y 300 milidarcies (md), con un promedio de 100 md.

Geología y Características del Yacimiento

El área local del campo Constitution que se describe en este capítulo, se sitúa dentro de la tendencia petrolífera y gasífera de Yegua (Yegua Oil & Gas Fairway). Geológicamente, en la Formación Yegua, en esta zona productora de interés, están constituidos por depósitos turbidíticos de areniscas y lutitas interestratificadas, en ambientes de talud y cuenca de aguas profundas. A profundidades de entre 14.000 y 17.000 pies, la formación produjo abundantes volúmenes de gas y condensado. 

La litología puede resumirse a partir de la bibliografía publicada de la siguiente manera: El análisis sedimentológico de testigos convencionales de las areniscas de Yegua indica que fueron depositadas mediante mecanismos de flujo por gravedad en entornos que van desde la parte inferior del talud hasta, posiblemente, la llanura de cuenca. Las areniscas presentan estratificación fina y, comúnmente, gradación. Las areniscas de mayor espesor tienen un aspecto masivo, mientras que las de estratificación fina suelen mostrar secuencias turbidíticas de Bouma (intervalos b-c-d y c-d). Se depositaron en complejos de canal y dique natural (channel-levee complexes) dentro de un abanico de talud asociado a un cortejo sedimentario de nivel bajo del mar (lowstand systems tract). 

Las areniscas presentan porosidades medidas en testigo de hasta el 30 %, con una porosidad media del 25 %. La permeabilidad se sitúa típicamente en el rango de 50 a 100 milidarcies. Se trata de areniscas de grano muy fino a fino, con una selección de moderada a buena, clasificadas como litoarenitas feldespáticas. Están cementadas por una combinación de sobrecrecimientos de cuarzo, dolomita, caolinita y, localmente, clorita o illita/esmectita. Es frecuente observar porosidad secundaria derivada de la disolución de feldespatos.                                     

Una característica estructural importante es que los yacimientos también están asociada a trampas anticlinales de tipo “rollover” (plegamiento por flexión) contra fallas de crecimiento ocurridos durante la tectónica del Mioceno en la Costa del Golfo. Son de gran tamaño, orientadas en dirección noreste y se encuentran encajadas entre fallas normales, casi verticales, con rumbo suroeste-noreste Dado que estos canales de talud y abanicos de cuenca tienden a adelgazarse y acuñarse lateralmente, también se denominan trampas estratigráficas. Por consiguiente, los yacimientos están asociados a una combinación de trampas estructurales y estratigráficas.

El área de interés de 735 acres, fue seleccionado con el fin de facilitar la ubicación precisa de pozos verticales “infill” inicial de 15.000 pies de profundidad. La actividad operacional en esta área ha generado una gran cantidad de información disponible tanto en la base de datos de la TRRC, así como en publicaciones técnicas. Los resultados de la evaluación contó con datos geológicos, registros eléctricos, historial de producción y parámetros de yacimiento confiables. Dicha información técnica disponible permitió construir mapas estructurales y también un mejor entendimiento de los factores geológicos, estratigráficos y estructurales. Esto fue fundamental para poder realizar los cálculos de las reservas remanentes recuperables por pozos infill. 

Además, el área presentaba dos ventajas: 1) Está constituida mayormente por terrenos llanos de pastizal y 2) cuenta con muy pocas construcciones residenciales. Por lo tanto, desde una perspectiva logística, se consideró que las operaciones de perforación y de producción en tales condiciones no presentaban inconvenientes significativos o que estos fuesen mínimos.

Análisis Volumétrico de Reservas

Durante la evaluación inicial del campo, Liverpool Petroleum, LLC elaboró un mapa estructural para determinar los volúmenes de gas y condensado remanentes, recuperables dentro de un área de interés que abarca un total de 735 acres. El área esta dividido en tres estructuras anticlinales separadas el uno del otro por fallas normales de buzamientos hacia el noreste y sureste, respectivamente. En cada estructura se planificó perforar un pozo.

Se realizaron cálculos para el yacimiento de gas y condensado de Yegua, situado a una profundidad de entre 14,000 pies y 15,000 pies, combinando datos PVT y parámetros relevantes del yacimiento provenientes de pozos cercanos. Uno de los parámetros críticos es la saturación de agua (Sw). Este valor se determinó utilizando la ecuación de Archie y aplicando elementos clave como el factor de formación (F), la porosidad (Ǿ), la resistividad del agua (Rw) y la resistividad de la formación (Rt). Los resultados indican una saturación de agua (Sw) de aproximadamente el 40 % en los yacimientos de la Formación Yegua.

Los datos obtenidos a partir del mapa estructural, que abarca 12 pozos dentro el área de interés, 

los parámetros críticos del yacimiento utilizados en los cálculos volumétricos, fueron los siguientes:

• Área de interés productiva de 735 acres,
• Espesor neto promedio de arena petrolífera (net oil pay) de 100 pies,
• Porosidad promedio del 25 %,
• Saturación de agua (Sw) del 40 %;
• Factor de recuperación de condensado del 4 % (rendimiento) y del 60 % para el gas.

Tras restar la producción acumulada de gas y condensado, esta área de interés aún contiene reservas recuperables remanentes de 680.000 barriles de condensado y aproximadamente 60 mil millones de pies cúbicos (BCF) de gas. Será necesario realizar un futuro estudio sísmico 3D para localizar con precisión compartimentos anticlinales aislados dentro del área de interés que aún no han sido drenados. 

Evaluación Económica

Los elementos aplicados a la evaluación económica para la perforación de un pozo vertical infill son los siguientes: 1) Una Autorización de Gasto (AFE) con los costos de perforación, 2) La producción histórica de pozos cercanos, 3) El promedio de los precios del petróleo y el gas de los últimos seis meses y 4) los impuestos estatales a la extracción (severance taxes) de petróleo y gas en Texas.

Las tasas de producción inicial (IP) se obtuvieron de datos históricos que indican tres escenarios: un nivel bajo de 200 barriles de condensado por día (bcpd), una mediana de 300 bcpd y un nivel alto de 400 bcpd, con una tasa de gas promedio de 2000 mcf (miles de pies cúbicos) por día.

• El CAPEX y OPEX, para la perforación y completación de un pozo hasta 15,000 pies de profundidad, es de aproximadamente $ 6.5 millones.
• Los gastos operativos (OPEX/LOE) para un pozo profundo son de $5000 mensuales.
• Tasa de declinación estimada del 20 % el primer año, 10 % el segundo año y 5 % el tercer año que son cifras típicas para yacimientos de arenisca turbidítica de alta presión.
• Participación en los ingresos netos del 75 % para el inversionista.
• Los precios utilizados fueron de $80 por barril de petróleo y $3/mcf para el gas.
• Impuesto a la extracción de petróleo: 4.6 % (Texas).
• Impuesto a la extracción de gas: 7.5 % (Texas).
• Vida útil esperada del pozo: de 10 a 15 años.

La evaluación económica indicó que dicha producción de gas y condensado proveniente de un pozo vertical en la Formación Yegua, perforado hasta 15, 000 pies con un costo de $ 6.5 millones de dólares, generará un flujo de caja con un Valor Presente Neto (VPN) a 10 años de aproximadamente $34 millones. Esta cifra se calcula después de impuestos sobre la renta (AIT) y tras considerar los riesgos geológicos y comerciales. Los resultados presentan un plazo de recuperación de 11 meses, un retorno de la inversión (ROR) de aproximadamente el 76.5 % y una tasa interna de retorno (IRR) ​​de 87 %.

Conclusiones 

Información confiable de geología, geofísica, de las características de los yacimientos y de pozos, permitieron determinar la existencia de volúmenes aceptables de reservas remanentes recuperables de gas y condensado en yacimientos que se encuentran en la Tendencia Formación Yegua de los condados Jackson y Jefferson en Texas.

Una empresa operadora pequeña, con un flujo de caja adecuado, con experiencia operando en el estado de Texas, y con un personal con conocimientos amplios en la exploración y producción (E&P) de hidrocarburos, puede manejar con éxito proyectos, como los descrito en este artículo, con una inversión menos de $10 millones.

Un proyecto de perforación de pozos verticales aun con los precios actuales de gas natural ($3/mcf) y de petróleo ($80/ barril), desde el punto de vista económico luce bastante rentable a mediano plazo (cinco a diez años).

La ubicación de los campos de interés cerca de la ciudad de Houston facilita la logística de operaciones y además es un mercado cercano amplio para la venta de los hidrocarburos.