Capítulo 1
Pozos Perforados e Información Adquirida
14
Introducción
4
Sismogramas Sintéticos
17
Resumen 2006
4
Información petrofísica usada en el proyecto
18
Resumen Contrato 2007
4
Arcillosidad
18
Entregables 2007
5
Litología
21
Fase I
5
Porosidad
21
Fase II
5
Datos de producción y yacimientos
21
Fase III
5
Formas e Informes Ministerio de Minas y Energía
24
Fase IV
24
5
Información del Bloque Caño Sur
Cronograma de trabajo 2007
6
Contrato de exploración y explotación perforación Caño Sur
Recursos utilizados
6
Personal
6
Equipos
6
Software
6
Primera Fase Contrato de exploración y explotación perforación Caño Sur Segunda Fase Contrato de exploración y explotación perforación Caño Sur Proyecto Desarrollo de Crudos Pesados - Información técnica
Capítulo 2
Infraestructura Civil
24 24 26 26 27 27 28
Resumen ejecutivo
7
Infraestructura Petrolera
28
Metodología de trabajo
7
Información Topográfica
28
Información interpretada
7
Listado de Informes
28
Potencial exploratorio
8
Conclusiones y recomendaciones
8
Capítulo 3
Capítulo 5 Geología y geofísica
29
Descripción del área
29
Fuentes de información
9
Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH
9
Exploration and Production Information Service EPIS
9
Ministerio de Minas y Energía
10
Mapa geológico de Ingeominas
33
Subdirección Nacional de Hidrocarburos
10
Mapa geológico cuenca Llanos (Ecopetrol)
33
Ministerio de Transporte – Instituto Nacional de Vías INVIAS
10
Mapa geológico del Bloque Caño Sur (ECOPETROL)
33
ECOPETROL - Vicepresidencia de Exploración
10
Modelo estructural
Ingeominas
10
Sistemas petrolíferos
Instituto Geográfico Agustín Codazzi IGAC
10
Roca generadora principal
34
Dirección Parques Nacionales Naturales de Colombia
10
Roca generadora secundaria
34
Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales IDEAM
10
Roca reservorio
34
Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET
10
Roca sello
34
Unidad de Planeación Minero Energética UPME
10
Resumen interpretación sísmica Crudos Pesados 2006 (Proyecto Crudos Pesados 2006, PCP)
36
Aeronáutica Civil
10
Resumen interpretación sísmica proyecto Desarrollo Crudos Pesados 2008
36
Otras entidades consultadas
10
Metodología de interpretación sísmica
36
Interpretación gravimétrica y magnetométrica
37
Mapas generados
37
Capítulo 4 Información contenida en el proyecto
Secuencia estratigráfica Correlaciones Geología de superficie
11
Capítulo 6
13
Ingenieria de yacimientos y producción
Reporte Carga de Datos Líneas ANH 2005
13
Producción de Hidrocarburos en el área
Información areogravimétrica y aeromagnetométrica
33
33 34
11
Detalle Proceso de Carga Líneas ANH 2005
Información Sísmica Disponible
29 30
13
Campos productores en la cuenca de los Llanos Orientales
38 38 38
2
Información de los campos productores de crudo pesado en la cuenca Llanos Orientales
Escenarios de STOOIP riesgados para los Leads 39
94
Escenarios de STOOIP riesgados aplicando factor de recobro
Compañías operadoras en la cuenca Llanos Orientales
41
para los Leads
95
Actividad de Perforación en la cuenca Llanos Orientales desde el 2005 hasta el 2007
44
Descripción de incertidumbres
96
Pozos exploratorios con muestras de hidrocarburos
47 47
Capítulo 9
Oleoductos
47
Areas disponibles
Gasoductos
48
Ronda Crudos Pesados (Oriente)
Infraestructura Petrolera
97 97
48
Bloque CP2
99
Vías de acceso terrestre
48
Bloque CP3
99
Ríos Principales y transporte fluvial
49
Bloque CP4
100
Clima
50
Bloque CP5
101
Lluvia
50
Bloque CP6
101
Temperatura
51
Bloque CP7
103
Parques naturales
51
Bloque CP8
103
53
Asignación de recursos riesgados STOOIP P90 de los Leads a
Información de Infraestructura Civil
Información de Comunidades Principales actividades económicas
53
los Bloques CP1 al CP8
104
Ciudades y Municipios
54
Bloque CPO2
106
Resumen de comunidades indígenas
54
Bloque CPO3
106
Bloque CPO4
106
Bloque CPO5
107
Capítulo 7 Contenido de las bases de datos
56
Bloque CPO6
107
Data Package vendido a las Compañías participantes
56
Bloque CPO7
108
56
Bloque CPO8
109
56
Bloque CPO9
109
56
Bloque CPO10
111
Bloque CPO11
112
Bloque CPO12
113
Listado Total de Archivos en el “Data Package” Base de Datos Final para la ANH Descripción del contenido Capítulo 8 Potencial exploratorio
57
Bloque CPO13
114
Áreas de Caño Sur devueltas a la ANH
57
Bloque CPO14
115
Evaluación de la sísmica adquirida por la ANH en el 2005
58
Bloque CPO15
115
Potencial exploratorio estimado en el Area Especial
58
Bloque CPO16
115
Une
58
Bloque CPO17
117
Cretácico Gacheta, Guadalupe
64
Asignación de recursos riesgados STOOIP P90 de los Leads a los
Mirador
70
Carbonera
77
Cálculos Volumétricos de los Leads del Área Especial de la ANH
Bloques CPO1 al CPO17.
118
Identificación de los factores críticos de éxito
120
Anexos
122
91
Metodología
91
Ecuación Utilizada y descripción de los parámetros
92
Análisis estadístico de las tendencias regionales y Determinación
Bibliografía
192
de la distribución de incertidumbre para los parámetros a considerar
92
Instituciones Consultadas
192
Escenarios de STOOIP sin riesgar para los Leads
93
Información suministrada por la ANH
192
3
Introducción Resumen 2006
Durante el 2006 se desarrolló la primera fase del Proyecto de Crudos Pesados en Los Llanos Orientales de Colombia con el “Estudio integral que permita calcular reservas propro badas y probables sustentables para crudos con gravedades menores o iguales a 20 ° API en la cuenca de los Llanos Orientales” elaborado por el equipo de trabajo de Halliburton, Landmark, y coordinado por el geólogo Héctor Mario Vargas. El estudio se enfocó en un área de aproximadamente 150.000 km2 (Figura 1.1). En este proyecto se estimaron las reservas probadas y probables de las unidades potenpoten cialmente almacenadas en toda la cuenca y se incluyeron los campos existentes. FinalmenFinalmen te se interpretaron plays de diferentes tipos, tales como: • Plays Estructurales: Trampas asociadas a fallas transpresionales y trampas asociadas a fallas antitéticas. • Plays Estratigráficos: Acuñamiento de las unidades estratigráficas y canales fluviales. • Plays Combinados: Estructural combinado con hidrodinamismo. • Paleozoico: Se identificó un potencial exploratorio en el paleozoico que hoy en día esta siendo probado por algunas compañías.
Resumen Contrato 2007 Para esta segunda fase del proyecto de Desarrollo de Crudos Pesados, la ANH ha contratado los servicios de Halliburton, a través del Contrato de Consultoría No. ANH-FEN 01-03/2007 con los siguientes objetivos:
Figura 1.1. Área de estudio 2006 (marcada por el polígono en rojo).
4
1. Dar soporte técnico en la definición de los Bloques que se van a ofrecer. 2. Adicionar Información del bloque Caño Sur en poder de la ANH. 3. Compilar la información que muestra el potencial exploratorio, los datos de ingeniería de yacimientos e ingeniería de producción e infraestructura del área especial. 4. Soportar la preparación del contenido técnico de los folletos a ser distribuidos entre las empresas estratégicas potenciales. 5. Soportar la elaboración del contenido técnico de los afiches que resuman el potencial y el grado de atractividad de cada bloque. 6. Acompañar técnicamente los data room que se programen para el proceso y la due diligencie que requieran las empresas estratégicas interesadas. Este contrato se ha dividido en cuatro fases, así: • Fase I. Análisis de información disponible y adicional • Fase II. Definición de la Estrategia • Fase III. Preparación de la Ronda • Fase IV. Acompañamiento durante la Ronda Cada fase tiene unos entregables acordados entre las partes que se resumen a conticonti nuación:
Entregables 2007 Fase I Informe que contenga: 1. Revisión del cronograma y alcance del proyecto. 2. Evaluación del “Estudio integral que permita calcular las reservas probadas y probables sustentables para crudos con gravedad menores o iguales a 20 API en la Cuenca de los Llanos Orientales” presentado por Halliburton en noviembre de 2006. 3. Evaluación de la historia de producción de los campos existentes incluyendo: OIIP, reservas, historia de producción y calidad de fluidos. 4. Evaluación de la infraestructura existente incluyendo: comunicaciones, vías de acceso, geografía, clima, aeropuertos, ciudades, comunidades principales, facilidades de almacenamiento, producción y transporte. 5. Presentación y acompañamiento técnico de la etapa precomercial. Fase II 1. Evaluación de la información disponible en la ANH para este proceso e incorporación de la información relativa al bloque Caño Sur y las cinco líneas sísmicas adquiridas en el 2005. Identificación de los plays/leads en áreas nuevas que tenga la ANH (Bloque Caño Sur), incluyendo interpretación sísmica, evaluación petrofísica, mapeo y cálculos volumétricos. 2. Reevaluación de los volumétricos en los plays/leads identificados incluyendo OIIP, factor de recobro típico y potencial de reservas (casos P10, P50 y P90), tomando en cuenta las áreas recientemente incorporadas.
3. Inversiones requeridas incluyendo: vías de acceso, adquisición de información, procesamiento e interpretación, perforación de pozos e instalaciones de producción temprana. 4. Taller de presentación a la FEN y a la ANH incluyendo: potencial exploratorio, reservas esperadas, infraestructura, inversiones requeridas, revisión de bloques o áreas y alternaalterna tivas de promoción (ronda, negociación directa, descarte u otras). 5. Identificación de los Factores críticos de éxito para utilizar en la redefinición de los bloques exploratorios considerando: bases de datos de Geología, geofísica, yacimientos, producción, geografía, topografía, cultura, población, actividades comerciales, etc. Geología del bloque, estructuras identificadas (leads), campos existentes que comprueban el potencial de hidrocarburos, otras evidencias de hidrocarburos, hidrocarburos, tales como manaderos de hidrocarburos, geoquímica, etc. Infraestructura física existente en vías de acceso, comunicaciones, aeropuertos, puertos fluviales, ciudades y poblaciones y sistemas de transporte de hidrocarburos. 6. Redefinición de los bloques exploratorios a incluir en el proceso. 7. Información y evaluación de cada bloque, considerando: Bases de datos de geología, geofísica, yacimientos, producción, geografía, topografía, cultura, población, actividades comerciales, etc. Geología del bloque, estructuras identificadas (leads) en cada bloque, campos existentes que comprueban el potencial de hidrocarburos en la vecindad de cada bloque, incluyendo historia de producción, reservas, mecanismos de producción, etc. Otras evidencias de hidrocarburos tales como manaderos de hidrocarburos, geoquímica, etc. Por bloque, infraestructura física existente para cada bloque en vías de acceso, comunicaciones, aeropuertos, puertos fluviales, ciudades y poblaciones y sistemas de transporte de hidrocarburos, compañías operadoras en el área, volúmenes potenciales en cada bloque, recomendaciones de estudios y/o adquisición de información y/o de la infraestructura requerida y/o de las inversiones a realizar en cada bloque. Fase III 1. Soporte en la elaboración de cartillas y folletos con el siguiente contenido preliminar: • Soporte para la elaboración de afiches por bloque que ilustren la infraestructura existente en el área, su potencial exploratorio y las condiciones propicias para una campaña de exploración y desarrollo de hidrocarburos. • Preparación de cuarto de datos (data room) mediante dos frentes simultáneos que incluyan 1) Diseño e implementación de una solución interactiva en ambiente web y 2) la visualización presencial de la información en los data room previstos para el proceso. 2. Actualización del CD multimedia con la información por bloque. Fase IV 1. El consultor prestará el apoyo técnico requerido en los data room y las due diligence meme diante el equipo de profesionales que se indica a continuación: un gerente de proyecto, un experto en definición y evaluación de áreas exploratorias, un ingeniero de yacimientos senior, un geólogo senior, un geólogo asistente y un ingeniero asistente.
5
2. Informe final sobre la ejecución del contrato. Los informes mencionados deben ser aprobados por el supervisor del contrato designado por la ANH para dar por terminado el contrato.
Cronograma de trabajo 2007 El proyecto comenzó el 25 de octubre de 2007 y terminó el 25 de marzo de 2008. Su duración fue de aproximadamente 109 días y en la Figura 1.2 se observa la distribución de cada una de las fases.
Figura 1.2. Cronograma de Trabajo.
Recursos utilizados Personal El contrato de Consultaría No. ANH-FEN 01-03/2007 suscrito entre la Financiera Eléctrica Nacional S.A. y Halliburton Latin America S.A. estableció un equipo conformado por: 1. Gerente del Proyecto 2. Project Office Asignación parcial 3. Geólogo Senior 4. Geólogo Asistente 5. Diseñador Gráfico 6. Ingeniero de Producción Producción Sr 7. Ingeniero Asistente
Asignación parcial
9. Diseñadora Gráfica 10. Ingeniero de Producción Sr 11. Ingeniero de Petróleos 12. Ingeniero de Petróleos 13. Diseñador de Base de Datos 14. Diseñador de Base de Datos 15. Edición de Mapas y Secciones
Luisa Martínez Luis Palacio Natalia Cárdenas Luis Carlos Romero (Informe Final) Ferney Fuentes Fernando Sánchez (Asesor) Luz Amanda Díaz (Informe Final)
Equipos El equipo de trabajo contó con el siguiente Hardware: 3 Estaciones de Trabajo para interpretación sísmica 6 Computadores portátiles 1 Plotter 2 Impresoras a color 2 Proyectores de diapositivas 2 Estaciones de trabajo en el piso 6 de la FEN 6 Líneas telefónicas 1 Fax 3 Discos Duros de 500 Gb Software Se instalaron todas las licencias requeridas por el equipo de trabajo, tales como: • Microsoft Office 2000 • Microsoft Project • Geographix • Microsoft Access 2003 • Adobe Illustrator
• • •
Open Works Flash Photoshop
Una de las ventajas competitivas que identifica a Halliburton es tener un grupo de técnitécni cos consultores locales e internacionales que respaldan todos los proyectos técnicos que contrate la compañía con sus clientes. Es por eso que en este proyecto se aseguraron los recursos contratados y se asignaron al proyecto otros profesionales en las fases que se nene cesitaron. Finalmente el equipo de trabajo estuvo conformado por las siguientes personas: 1. Gerente del Proyecto 2. Project Office 3. Geólogo Senior 4. Geólogo Senior 5. Geólogo Senior 6. Geólogo Intérprete Intérprete 7. Geólogo Intérprete Intérprete 8. Geólogo Intérprete Intérprete
Jaime Pavas Carolina López Octavio Luna Héctor Mario Vargas (Data room) Tito Hernández (Data room) María Helena Rebolledo Héctor Darío Pérez Anderson Peña
6
Resumen ejecutivo Metodología de trabajo
El Proyecto de Desarrollo de Crudos Pesados (DCP) conducido por Halliburton para la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, se basó en la metodología de Trabajo en Equipo de Halliburton y bajo los fundamentos de la Gerencia de Proyectos del “Project Management Institute” consignada en las guías del “PM Book”. Todo el proceso de consultoría Técnica fue coordinado por el Geólogo Consultor Senior Jaime Pavas y tuvo el apoyo de 14 personas distribuidos así: • Seis Geólogos • Tres Ingenieros de petróleos • Una diseñadora gráfica • Dos diseñadores de bases de datos • Un asistente para edición de mapas y secciones • Una asistente asistente de oficina En la Primera Fase el equipo se concentró en recopilar información del área de interés exploratoria de la ANH en unas 12 empresas del gobierno Colombiano encargadas de admiadmi nistrar la información técnica relacionada con la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia. Al final de esta fase se preparó un backup del proyecto, excluyendo toda la informainforma ción clasificada como confidencial por la ANH, para vender a los clientes interesados en el área. La segunda fase se concentró en seleccionar la información más importante dentro del área disponible de la ANH y de interpretarla para poder establecer el potencial de recursos exploratorios de los bloques diseñados por la ANH, tanto para el sector oriental como para el occidental. En la tercera Fase se prepararon los “data room” programados por la ANH. AdicionalmenAdicionalmen te, Halliburton participó en las presentaciones promocionales del Oil and Gas en Cartagena, del 27 de octubre del 2007 y 23 de enero de 2008 para la ronda de crudos pesados y del 14 de marzo para iniciar el proceso de Ronda Colombia. En la cuarta fase Halliburton coordinó el data room de tres semanas en Bogotá entre el 18 de febrero y el 7 de marzo de 2008 y participará en los data room de Houston y Londres entre el 24 y 28 y de marzo y el 31 de marzo y 4 de abril respectivamente.
Información interpretada Para evaluar el potencial exploratorio del área especial Halliburton interpretó unos 8.300 km de sísmica entre el proyecto realizado en el 2006 y el proyecto desarrollado entre octubre de 2007 y marzo de 2008. También se utilizó la información petrofísica de unos 36 pozos ubicados en cercanías de las áreas prospectivas identificadas y se tuvo en cuenta toda la información de infraestrucinfraestruc tura civil y petrolera recolectada.
7
Producto de esta interpretación se elaboraron los mapas de distribución areal de las formaciones potencialmente productoras y mapas estructurales para algunas de estas uniuni dades que determinaron los mapas de áreas potencialmente exploratorias. También se elaboraron tres secciones estratigráficas regionales al Norte, Centro y Sur del área especial.
se hizo una estimación de los recursos exploratorios después de aplicar un factor de recobro probabilístico para cada oportunidad que varía entre el 6% 6% y el 47%, con un valor más probable del 12%. Así, se estimaron los siguientes volúmenes:
Potencial exploratorio
8.760
MMBBLS
P10
Como resultado del trabajo realizado por el equipo de Halliburton-Landmark se encontraron unas 40 áreas prospectivas que dan como resultado las siguientes cifras:
22.927
MMBBLS
P50
57.850
MMBBLS
P90
Área total de oportunidades exploratorias Las cuarenta áreas prospectivas interpretadas se estimaron en las siguientes unidades de acres y hectáreas: 1.750.734 Acres
708.497 hectáreas
P10
Caso Mínimo
8.695.432 Acres
3.518.916 hectáreas
P50
Caso Medio
16.877.416 Acres
6.830.048 hectáreas
P90
Caso Máximo
Recursos exploratorios (STOIIP) sin riesgar Para las 40 áreas potencialmente productoras de hidrocarburos se estimaron los siguientes volúmenes: 390.746
MMBBLS
P10
914.915
MMBBLS
P50
1.702.392
MMBBLS
P90
Riesgo geológico Para estimar el riesgo geológico se utilizó la siguiente ecuación: POS = Probabilidad (Estructura) + Probabilidad de (Reservorio) + Probabilidad de (Sello) + Probabilidad (Carga). El riesgo geológico se estimó en un 15% aproximadamente, variando entre un 7% y un 27% y se calculó para cada uno de los 40 leads. Recursos exploratorios riesgados Teniendo en cuenta el riesgo geológico estimado se determinaron los siguientes volúmenes: 54.044
MMBBLS
P10
122.057
MMBBLS
P50
222.203
MMBBLS
P90
Potencial EUR (aplicando Factor de Recobro Probabilístico) Aunque Halliburton piensa que cada compañía debe hacer sus propios cálculos tanto del recurso exploratorio y como de los recursos riesgados y el potencial de reservas, también
Conclusiones y recomendaciones • El estudio concluye que esta es un área altamente prospectiva que ha sido exitosamente probada con los 135 campos productores que hoy en día producen unos 350.000 BOPD en el área de los Llanos Orientales. • El área se ha dividido en ocho bloques para el sector oriental y 17 para el sector occidental. Ambas áreas presentan un gran interés exploratorio debido a las evidencias que presentan las áreas y a su vecindad con las cuencas de Venezuela. • Se reconoce que el sector oriental se está desarrollando como un área potencialmente productora de crudos pesados cuyas manifestaciones han sido reportadas en varios pozos exploratorios, donde se requieren unas inversiones en adquisición de información e infraestructura y que representa un reto importante para el gobierno Colombiano, para ECOPETROL, la ANH y los inversionistas privados. • El sector occidental se encuentra rodeado de varios campos productores y pozos exploratorios con manifestaciones de hidrocarburos y tiene una gran infraestructura civil y petrolera. • Aunque el basamento parece aflorar hacia el extremo oriental de la cuenca, es muy importante adquirir información que permita cartografiar con un mejor grado de confiabilidad el basamento y evaluar qué nuevos prospectos exploratorios pueden resultar entre el campo Rubiales y el borde de la cuenca, debido a que es posible que se puedan encontrar nuevas estructuras en la medida que se adquiera nueva información hacia el sector oriental. • Halliburton ha basado todas sus interpretaciones en la información sísmica y de pozos suministrada por la ANH. Cualquier información adicional que no se haya incluido en este proyecto debe solicitarse directamente a la Agencia Nacional de Hidrocarburos. • Toda la información confidencial que fue excluida de la base de datos fue seleccionada por la ANH. En algunos mapas e índices se dejaron los títulos de la información borrada con el objetivo de que los clientes puedan identificar que el área tiene información adquiadqui rida y que no se incluyó en el disco por considerarse confidencial. • Todo el software utilizado para la construcción de la base de datos, para la interpretación y para la edición de las figuras que soportan la interpretación es propiedad de Halliburton. Para facilitar su evaluación Halliburton ha generado unos backups del proyecto en Geographix y en Openworks, autorizados por la ANH y eliminando previamente la información confidencial. Estos backups están siendo distribuidos por la ANH para las compañías que tengan plataforma Halliburton.
8
Fuentes de información Para el desarrollo del presente de proyecto, en su fase inicial de búsqueda y recolección de Información, se consultaron las siguientes entidades, obteniendo de cada una de ellas la información relacionada.
Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH Exploration and Production Information Service EPIS • Información correspondiente a los contratos de exploración y explotación: I. Caño Sur Primera Fase. II. Caño Sur Segunda Fase. III. Caño Sur – Proyecto Desarrollo de Crudos Pesados. • Folleto geológico y petrofísico Hadas 1. • Aerogravimetría Área Llanos. • Informe Ejecutivo Técnico anual 2005. Información complementaria. • Mapas de Espesores y Petrofísica. • Mapas Estructurales en Tiempo. • Mapas Estructurales en Profundidad. • Mapa de Líneas Sísmicas. • Mapas de Geoquímica. • Mapas de V.Shale. • Mapas de Oportunidades Exploratorias. • Mapas de Campos y de Pozos con Muestras de HC. • Mapas de Plays Exploratorios. • Mapas de Recursos de Hidrocarburos. • Mapa de Infraestructura. • Mapa de Bloques Exploratorios. • Mapa de Programas Sísmicos. • Mapa de Pozos Estratigráficos. • Columna Estratigráfica. • Secciones Estratigráficas. • Perfiles Petrofísicos. • Secciones Sísmicas Regionales. • Secciones Sísmicas Interpretadas. • Pósteres de Campos de Petróleo. • Pósteres de Plays Exploratorios. • Pósteres de Bloques Exploratorios. • Lista de Compañías Operadoras. • Tablas de Petrofísica • Figuras de Geoquímica. • Tablas de Geoquímica. • Coordenadas de los pozos y campos Cuenca Llanos.
9
Ministerio de Minas y Energía Subdirección Nacional de Hidrocarburos
Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales IDEAM
• Informes Técnicos Anuales del 2006 de los campos actualmente productores de crudo pesado. • Información de los pozos que están dentro del área especial de la ANH, como Formas 4CR, 5CR, 6CR, 7CR, 10CR, Informes finales de pozos, Registros Gráficos compuestos. • Formas 9SH de todos los campos presentes en la Cuenca Llanos.
• Mapa de precipitación total anual en la Orinoquía. • Mapa de número de días con Lluvia en la Orinoquía. • Mapa de Clasificación climática en la Orinoquía. • Mapa de Temperatura media anual en la Orinoquía. • Mapa de días de lluvia promedio en la Orinoquía. • Informe técnico Climatológico de Colombia.
Ministerio de Transporte – Instituto Nacional de Vías INVIAS
Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET
• Mapas topográficos de detalle del área. • Mapas de la Red Vial de los departamentos de Meta, Arauca y Casanare. • Estudios técnicos del área.
• Datos de producción de petróleo y gas hasta Agosto de 2007 por Campo y por Cuenca. • Base de datos de pozos exploratorios y de desarrollo perforados en 2006 y 2007. • Resultados de los pozos perforados. • Base de datos de Gravedades API por Cuenca y Campo.
ECOPETROL - Vicepresidencia de Exploración • Líneas sísmicas y pozos perforados en área especial de los Llanos Orientales. • Pozos perforados en el área de Caño Sur. • Resultados de los pozos perforados de Caño Sur. • Información Geofísica adquirida en el área. • Datos de producción de los campos vecinos al área de Caño Sur. • Mapas geológicos de detalle del área de Caño Sur. • Informe Técnico Anual de Caño Sur. • Infraestructura de almacenamiento y transporte de hidrocarburos.
Unidad de Planeación Minero Energética UPME
Ingeominas
Estamentos como el Comité de Regulación de Energía y Gas (CREG), la Dirección de Administración de Recursos de Comunicaciones y Comisión de Regulación de Telecomunicaciones (CRT) fueron consultadas sin obtener información requerida.
• Mapas Geológicos de detalle. • Descripción de Afloramientos. • Inventario de Manaderos de Hidrocarburos. • Mapas topográficos de detalle del área. • Estudios técnicos del área.
• Mapa de red vial primaria por departamento. • Interconexión e infraestructura eléctrica en Colombia.
Aeronáutica Civil • Base de datos de Aeropuertos y Helipuertos localizados en los departamentos que conforman la Cuenca Llanos.
Otras entidades consultadas
Instituto Geográfico Agustín Codazzi IGAC • Mapas topográficos de detalle del área. • Mapa de cubrimiento de vías pavimentadas por departamento. • Mapa de Ríos y puertos fluviales del área Llanos • Mapa de Etnias y Comunidades Indígenas del área Llanos. • Mapas de carreteras. • Mapa de división política de Ciudades y comunidades.
Dirección Parques Nacionales Naturales de Colombia • Información digital de los polígonos del Sistema de Parques Naturales de Colombia.
10
Información contenida en el proyecto Información Sísmica Disponible
La Cuenca de los Llanos cuenta con 96.000 Km de sísmica 2D, de los cuales se tienen cargados en el proyecto unos 15.760 Km. La información sísmica disponible se dividió en confidencial y pública, determinada por la información entregada por la ANH, en la cual se clasificaron como confidenciales los siguientes programas sísmicos: CAÑO GUAMAS ESTE-86 COROCORA-85 COROCORA-89 LA FINANZA-86 LA GLORIA-86 LLANOS CENTRAL-78 WAI RONDON-83 PAUTO CUSIANA-85 MEDINA-92 COROCORA-88 CRAVO NORTE III-84 GLORIA NORTE-89 GLORIA NORTE-88 LA GLORIA-90 RUBIALES-91 SARDINAS-81 UPIA B-90-2 UPIA B-91 PAUTO CUSIANA-87 GUATIQUÍA-92 RANCHO HERMOSO-90 RUBIALES-89 TIERRA BLANCA-85 TIERRA BLANCA-86 UPIA B-90 UPIA B NORTE-85 UPIA B NORTE-86 YOPAL-83. De los programas anteriores se tienen cargadas 105 líneas, que en la base de datos de la primera fase se retiraron por no estar disponibles al público.
11
TABLA- 6.4
Programa sísmico
Compañía sísmica
Compañía Operadora ECOPETROL
PROYECTO ANH_PARAMETROS DE ADQUISICION_PROGRAMAS SISMICOS
Intervalo Fecha de Adquisición Equipo de Registro de Grupo 50 m
200 m
2 ms
Fuente de Energía DINAMITA
Profundidad MIN de Basamento 3000 ft
Profundidad MAX de Basamento 7000 ft
Profundidad de Carga
Cantidad de carga
58 ft
Cubrimiento en Subsuelo (%)
Datum
G.S.I
2
Arauqui ta-84 Western
G.S.I
3
Ariporo Este 85
G.S.I.
4
Camoa-90
SISMOCOL
ECOPETROL
JUNIO 1990
450 g
3000 450 m
5
Caño Guamas Este-86
G.S.I
OCCIDENTAL ANDINA LLC.
1986
DFS V
25 m
100 m
2 ms
DINAMITA
3500 ft
5500 ft
17 m
1200 100 m
1800m/s
6
Capanaparo Sur-84
G.S.I
ECOPETROL
MAYO 1984
DFS V
50 m
200 m
2 ms
DINAMITA
3500 ft
6500 ft
60 ft
4 Lb
1200 560 m
1800m/s
7
Capanaparo-84
G.S.I
JACKSON
MAYO 1984
DFS V
50 m
200 m
2 ms
DINAMITA
4500 ft
7000 ft
60 ft
3 Lb
1200 100 m
1800m/s
8
Carupana-86
WESTERN GEOPHYSICAL
PETRO-CANADA RESOURCES
ABRIL 1986
DFS V
30 m
60 m
2 ms
DINAMITA
5500 ft
8000 ft
18 m
2 Lb
3000 150 m
2000m/s
9
Casanare Regional-94
WESTERN GEOPHYSICAL
ECOPETROL
SEPTIEMBRE 1996
SERCEL 368
20 m
60 m
2 ms
DINAMITA
1500 ft
3000 ft
11 ft
450 g
3000 150 m
1800m/s
10
Castilla-80
G.S.I
CHEVRON
1980
DFS V
62.5m
125 m
2 ms
DINAMITA
6500 ft
8500 ft
1200 450 m
2000m/s
11
Chaviva-80
WESTERN GEOPHYSICAL
ECOPETROL
ENERO 1981
DD5-777
100 m
100 m
4 ms
VIBROSEIS
4000 ft
7500 ft
12
Chichimene-90
SISMOCOL
CHEVRON
DICIEMBRE 1990
DFS V
30 m
30 m
2 ms
DINAMITA
7500 ft
9500 ft
10 ft
450 g
13
Cinaruco Arauca-81
GEOSOURCE EXPLORATION
REPSOL
SEPTIEMBRE 1981
14
Cinaruco Este-85
G.S.I
REPSOL
NOVIEMBRE 1985
DFS V
25 m
100 m
2 ms
DINAMITA
2500 ft
4000 ft
60 a 53 tf
3 a 4 Lb
1200 200 m
1800m/s
15
Cinaruco-81
G.S.I
REPSOL
FEBRERO 1981
DFS V
50 m
100 m
1 ms
DINAMITA
2500 ft
4500 ft
20 A 50 ft
5 Lb
1200 200 m
1800m/s
16
Corocora Este-86
G.S.I
ASAMERA INC.
MARZO 1986
DFS V
25 m
100 m
2 ms
DINAMITA
3500 ft
4500 ft
18 m
4 Lb
17
Corocora Sur-87
G.S.I
OXY
1987
DFS V
25 m
25 m
2 ms
VIBROSEIS
3500 ft
5000 ft
18
Corocora-89
WESTERN GEOPHYSICAL
OXY
1989
SERCEL 368
30 m
60 m
2 ms
DINAMITA
4500 ft
6000 ft
2m
19
Cravo Norte-80
G.S.I
REPSOL
NOVIEMBRE 1980
DFS V
50 m
100 m
1 ms
DINAMITA
1500 ft
3000 ft
15 a 60 tf
3 Lb
20
Cusiana-80
WESTERN GEOPHYSICAL
HOCOL S.A
MARZO 1980
LRS-888
100 m
100 m
4 ms
VIBROSEIS
6000 ft
13000 tf
21
El Miedo-91
SISMOCOL S.A.
BULA OILNETHERLANDS B.V.
ENERO 1992
DFS V
25 m
100 m
2 ms
DINAMITA (SISMIGEL) 3000 ft
4000 ft
10 ft
410 g
22
Guarrojo-81
2000 ft
3500 ft
23
Guarrojo-81 WAI
WESTERN GEOPHYSICAL
LASMO OIL
MARZO 1981
DFS V
50 m
100 m
1 ms
DINAMITA
2000 ft
3500 ft
59 ft
3 Lb
24
Guatiquía-92
INVERSISMICA CO
ECOPETROL
MAYO 1992
SERCEL 368
30 m
60 m
2 ms
DINAMITA
11000 tf
13000 tf
7 ft
300 g
6000 0 m
25
Humadea-83
WESTERN GEOPHYSICAL
ECOPETROL
MARZO 1983
DFS V TIMAP
50 m
100 m
2 ms
VIBROSEIS
7000 ft
8500 ft
26
La Finanza-86
G.S.I
CONEQUIPOS
MARZO 1986
DFS V
50 m
200 m
2 ms
DINAMITA
6000 ft
7000 ft
20 m
6 Lb
1200 152 m
1800m/s
27
La Vorágine-89
G.S.I
PETRO-CANADA RESOURCES
AGOSTO 1989
DFS Vll
30 m
60 m
2 ms
DINAMITA
7000 ft
8500 ft
18 m
1 Kg
3000 150 m
2000m/s
28
Llanos 81
GEOSOURCE EXPLORATION
DFS IV
25 m
50 m
2 ms
DINAMITA
2250 ft
2750 ft
10 ft
1 Lb
1200 330 m
1800m/s
29
Llanos Bloque 7-95
G.A.P.
EXXON
DICIEMBRE 1996
I/O TWO
40 m
40 m
2 ms
DINAMITA
12000 tf
16000 tf
2 a 15m
0.15- 1 Kg
7200 700 m
2200m/s
30
Llanos Sector 3-74
G.S.I
OMIMEX DE COLOMBIA
JULIO 1974
DFS lll
100 m
400 m
4 ms
GEOFLEX
9000 ft
12000 tf
6 In
31
Manacacías-81
GEOSOURCE EXPLORATION
TETHYS PETROLEUM CO
SEPTIEMBRE 1981
DFS IV
25 m
50 m
2 ms
DINAMITA
2250 ft
2750 ft
2m
1 Lb
1200 150 m
1000m/s
32
Manacacías-88
G.S.I
REPSOL
AGOSTO 1988
SERCEL 348
33.33m
66.66m
2 ms
DINAMITA
1000 ft
3000 ft
10 ft
1 Lb
3000 200 m
2000m/s
33
Maní-83
G.S.I
HOCOL S.A
MARZO 1983
DFS V
50 m
200 m
2 ms
DINAMITA
7500 ft
10000 tf
50 ft
10 Lb
2400 0 m
1800m/s
34
Melúa Oriental-91
ECOSISMICA
ECOPETROL
SEPTIEMBRE 1991
DFS V
30 m
30 m
2 ms
DINAMITA
3000 ft
6000 ft
9m
450 g
6000 200 m
1800m/s
35
Melúa-91
H.G.S.
REPSOL EXPLORACION
MARZO 1991
DFS V
20 m
40 m
2 ms
EXPLOSIVO
2500 ft
4500 ft
18.3m
2 Lb
3000 200 m
2000m/s
36
Meta Central-91
WESTERN GEOPHYSICAL
REPSOL EXPLORACION
AGOSTO 1991
SERCEL 368
20 m
40 m
1 ms
DINAMITA (SISMIGEL) 1000 ft
3000 ft
60 ft
450 g
3000 200 m
2000m/s
37
Meta Guape-90
SISMOCOL S.A.
ECOPETROL
DICIEMBRE DE 1990
DFS V
33 m
66 m
DINAMITA
8500 ft
38
Meta-86
GEOSOURCE EXPLORATION
REPSOL EXPLORACION
ENERO 1987
MDS 10
33.33m
66.66m
2 ms
DINAMITA
3000 ft
5000 ft
60 ft
5 Lb
1200 200 m
2000m/s
39
Metica-93
SISMOCOL S.A.
ECOPETROL
OCTUBRE 1993
I/O SYSTEM ONE
33.33m
33.33m
2 ms
DINAMITA
7000 ft
9000 ft
5.18m
600 g
6000 200 m
2000m/s
40
Orocué-81
G.S.I.
OCCIDENTAL ANDINA LLC.
1980
DFS V
50 m
100 m
1 ms
DINAMITA
1500 ft
4000 ft
17 m
600 100 m
1800m/s
41
Orotoy-93
GRANT TENSOR
ECOPETROL
ENERO 1993
SERCEL SN/368
25 m
50 m
2 ms
DINAMITA
7000 ft
9000 ft
12 ft
600 g
6000 200 m
1800m/s
42
Pachaquiaro-85
G.S.I.
ECOPETROL
AGOSTO 1985
DFS V
40 m
200 m
2 ms
DINAMITA
4000 ft
11000 tf
5 - 10 ft
43
Pau to Cusiana-87
G.S.I.
HERITAGE
FEBRERO 1987
DFS V
40 m
160 m
2 ms
DINAMITA
5500 ft
7000 ft
9.1 - 18.9m
5 Lb
1500 200 m
2200 ft/s
44
Puer to Lleras-91
H.G.S.
REPSOL EXPLORACION
ABRIL 1991
DFS V
20 m
40 m
2 ms
EXPLOSIVO
1000 ft
2500 ft
18.3m
2 Lb
3000 200 m
2000m/s
45
Puer to López-74
G.S.I.
HISPANOIL
JULIO 1974
GEOFLEX
5000 ft
9000 ft
SUPERFICIAL 100 g/in
1200 150 m
2000m/s
46
Puer to López-75
G.S.I.
ECOPETROL
FEBRERO 1975
DFS IV
100 m
200 m
2 ms
DINAMITA
7000 ft
9000 ft
65 - 70 ft
20 Lb
1200 250 m
2000m/s
47
Puer to López-88
G.S.I.
REPSOL EXPLORACION
ENERO 1988
DFS V SERIAL 267
30 m
120 m
2 ms
EXPLOSIVO
5000 ft
7000 ft
18.3m
2 Lb
1500 200 m
2000m/s
48
Puer to López-89
G.S.I.
REPSOL EXPLORACION
DICIEMBRE 1988
DFS V SERIAL 628
30 m
60 m
2 ms
EXPLOSIVO
5000 ft
8000 ft
18.3m
2 Lb
3000 200 m
2000m/s
49
Puer to López-90
WESTERN GEOPHYSICAL
REPSOL EXPLORACION
ENERO 1990
DFS V
8000 ft
40/80 Lb
2 Lb
50
Puer to López-90 HGS
H.G.S.
REPSOL EXPLORACION
NOVIEMBRE 1990
DFS V
25 m
50 m
2 ms
EXPLOSIVO
5000 ft
8000 ft
18.3m
2 Lb
51
Quenane-82
WESTERN GEOPHYSICAL
ECOPETROL
ENERO 1982
DFS V
50 m
200 m
4 ms
VIBROSEIS
4000 ft
7000 ft
52
Rancho Hermoso-90
G.S.I.
OMIMEX DE COLOMBIA
1990
MDS 18
30 m
60 m
2 ms
DINAMITA
8000 ft
12000 tf
10 ft
53
Río Ariari-92
WESTERN GEOPHYSICAL
REPSOL EXPLORACION
ENERO 1992
SERCEL 368
20 m
40 m
1 ms
DINAMITA
2000 ft
3500 ft
60 ft
450 g
54
Río Lipa-84
G.S.I.
ECOPETROL
JULIO 1984
DFS V
50 m
200 m
2 ms
DINAMITA
5500 ft
8000 ft
60 ft
3 Lb
1200 N.M
55
Río Tomo-89
G.S.I.
ECOPETROL
ABRIL 1989
DFS V
30 m
60/30m
2 ms
DINAMITA
1500 ft
4000 ft
3*10/1*40 ft
1/3 Lb
56
Rondón Arauca-80
G.S.I.
LASMO OIL
SEPTIEMBRE 1980
DFS V
50 m
100 m
1 ms
DINAMITA
1500 ft
3500 ft
57 ft
5 Lb
57
Rondón Arauca-81
G.S.I.
LASMO OIL
ENERO 1981
DFS V
50 m
100 m
1 ms
DINAMITA
3500 ft
6000 ft
33 ft
58
Rondón Este-86
GEOSURCE EXPLORATION
REPSOL EXPLORACION
MARZO 1986
MDS 10
25 m
100 m
2 ms
DINAMITA
3000 ft
4000 ft
60 ft
59
Rondón-73
G.S.I.
EMERALD ENERGY PLC
FEBRERO 1973
DFS III
100 m
200 m
2 ms
GEOFLEX
6000 ft
12000 tf
60
Rubiale s-89
GEOSOURCE
TETHYS PETROLEUM
JULIO 1989
MDS 10
25 m
50 m
2 ms
DINAMITA
2000 ft
3000 ft
61
Rubiale s-91
SISMOCOL S.A.
TETHYS PETROLEUM
NOVIEMBRE 1991
DFS V
20 m
40 m
2 ms
DINAMITA
2000 ft
3000 ft
10 ft
62
San Pedro-85
WESTERN GEOPHYSICAL
HUPECOL
FEBRERO 1985
DFS V
25 m
50 m
2 ms
DINAMITA
4000 ft
5500 ft
18.3m
63
Upía-82
WESTERN GEOPHYSICAL
OMIMEX DE COLOMBIA
1982
LRS 888
100 m
100 m
4 ms
VIBROSEIS
9000 ft
11000 tf
64
Vanguardia Detalle-89
GEOSOURCE
ECOPETROL
OCTUBRE 1989
MDS 10
50 m
50 m
2 ms
DINAMITA
12000 tf
3*1
6000 N.M
65
Vichada-81
G.S.I.
EXXON
JULIO 1981
DFS V
25 m
100 m
2 ms
DINAMITA
2000 ft
3500 ft
2m
1200 330 m
1800m/s
66
Vichada-92
FRONTERAS DE EXPLORACION ECOPETROL
MAYO 1992
MDS 16
10 m
80 m
2 ms
DINAMITA
500 ft
2000 ft
15 ft
450 g
1500 200 m
1900m/s
67
Villa vicencio-84
68
Villa vicencio-88
WESTERN GEOPHYSICAL GEOPHYSICAL SERVICE
ECOPETROL ECOPETROL
ENERO 1985 DICIEMBRE 1988
DFS V DFS V
50 m 50 m
200 m 50 m
2 ms 2 ms
DINAMITA DINAMITA
7000 ft 7000 ft
12000 tf 12000 tf
VARIABLE 10 ft
VARIABLE 1 Lb
1500 350 m 6000 N.M
2000m/s 2100m/s
69
Lanos 2D
UT KPITAL
ANH
2006
600 180m
1900m/s
ENERO 1984
DFS V
50 m
200 m
2 ms
DINAMITA
6000 ft
9000 ft
9.3 a 18.2m
MAYO 1985
DFS V
50 m
200 m
2 ms
DINAMITA
3000 ft
5000 ft
58 ft
ENERO 1981
DFS V
MDS-10
DFS V
I/O SYSTEM FOUR
30 m
50 m
100 m
25 m
60 m
200 m
200 m
50 m
30M
2 ms
1 ms
2 ms
2 ms
2 ms
2ms
DINAMITA
DINAMITA
DINAMITA
DINAMITA
6000 ft
1500 ft
6000 ft
5000 ft
10000 tf
3000 ft
14000 tf
10 ft
60 ft
1200 560 m
Velocidad de Corrección
Altamira-85
TETHYS PETROLEUM CO
DFS V
Intervalo de Muestreo
1
ECOPETROL
MAYO 1985
Intervalo de Disparo
5 Lb
3 a 5 Lb
2400 200 m
2200 ft/s
1200 560 m
1800m/s
2400 200 m
2000m/s 2000m/s
500 200 m
1200 100 m
2000m/s 1800m/s
3000 100 m
1800m/s
1200 200 m
1800m/s
2400 0 m
1800m/s
700 200 m
1800m/s
200 m
2000m/s
25 ft
3000 300 m
1200 250 m
3000 200 m
2100m/s 2100m/s
1800m/s
1830m/s
1600- 2450m/s
2000m/s
3000 200 m
2000m/s
1200 150 m
2000m/s
3500 300 m
1800m/s
3000 200 m
2000m/s 1800m/s
3000/6000 150 m
1800m/s
600 200 m
2000m/s
3 Lb
600 200 m
2000m/s
5 Lb
1500 200 m
2000m/s
100 g/in
1200 250 m
1800m/s
10 ft
7 ft
1800m/s
6000 100 m
600 200 m
450 g
2100m/s
6000 450 m
2400 250 m
5m
1800m/s
2400 330 m 2.27Kg
900g
1800m/s
3000 330 m
1800m/s
3000 300 m
1900m/s
1200 200 m
1800m/s 2100m/s
Tabla 4.1 Proyecto ANH Parámetros de Adquisición Programas Sísmicos.
12
Las líneas más recientes cargadas en el proyecto corresponden a 4 líneas de unos 297 Km que fueron adquiridas por la ANH en el 2005 (Líneas 5.7.1 a 5.7.4); y a 6 líneas sísmicas que cubren el área del Bloque Caño Sur que pertenecen al programa sísmico Caño Sur 2005, las cuales tienen 430 Km aproximadamente (Líneas 5.7.11 a 5.7.16). Toda la información sísmica fue suministrada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Dentro del área especial se encuentran 434 líneas que tienen un kilometraje total de 11.501 Km. según se muestra en la Figura 4.2. La información sísmica seleccionada hace parte de 72 programas sísmicos registrados en la cuenca entre 1973 y 2005. En la Tabla 4.1 se presentan los programas sísmicos con sus respectivos parámetros de adquisición. La calidad de la información, en términos generales, es buena en todos los programas sísmicos, sin embargo se encontraron algunas líneas de pobre calidad, en una proporción muy baja. Detalle Proceso de Carga Líneas ANH 2005 Las líneas sísmicas se recibieron en DVD, del cual se extractaron las versiones migradas, en total 4 líneas. El proceso se desarrollo con los siguientes resultados: 1. Línea ANH-LL-2005-0920 • Verificación cruces con líneas 8000 y 6280 OK. • Presenta cruces con las líneas CL-1981-01EXT y CL-1980-03 que no están reportados en la imagen suministrada. • El mapa de puntos del programa presenta cruce con la línea ANH-LL-2005-6020, este cruce no está registrado en el papel, adicionalmente, la ukooa de la línea ANH-LL-2005-0920 termina antes de cruzar con esta línea. 2. Línea ANH-LL-2005-6020 • No se realizo verificación de cruce con la 0920, ya que la ukooa de esta viene corta, inicia en SP 3883 y el cruce con esta línea esta en el SP 3738. • Concordancia relaciones SP/CDP imagen/segy/ukooa OK 3. Línea ANH-LL-2005-6280 • Verificación de cruce con la 0920 OK. • Concordancia relaciones SP/CDP imagen/segy/ukooa OK. 4. Línea ANH-LL-2005-8000 • Verificación de cruce con la 0920 OK.
• Presenta cruces con líneas RT-1989-05, RT-1994-1524 Y 1730, L-1972-21 que no están reportados en la imagen. • Concordancia relaciones SP/CDP imagen/segy/ukooa OK. En general, las Ukooas se debieron arreglar filtrando los CDP, la original trae CDPs repetirepeti dos para los SP. Ukooas en origen de coordenadas 3E. Reporte Carga de Datos Líneas ANH 2005
Figura 4.1 Mapa de cubrimiento sísmico. Líneas grises son el cubrimiento total de la cuenca; líneas azules fueron cargadas en el proyecto; líneas verdes suministradas por la ANH.
Tabla 4.2 Reporte Carga de Datos Líneas ANH 2005.
Información areogravimétrica y aeromagnetométrica La información magnética y gravimétrica proporcionada por la Agencia Nacional de HiHi drocarburos hace parte de un programa adquirido e interpretado durante el 2007, los datos proporcionados están en archivos .XYZ y son los datos en bruto recolectados. Están coordenadas planas origen Bogotá. Las líneas gravimétricas son en total 80 y 73 magnetométricas, distribuidas uniformemente en el área sur occidental de la Cuenca Llanos (Figura 4.3 Líneas en Rojo). También se recibió la información del área Guepardo en archivos ASSCII que se encuentra al norte del nuevo programa de la ANH como se puede ver en la Figura 4.3 en líneas azules claras son en total 40 líneas. Los parámetros incluidos en los archivos de la ANH recibidos están contenidos en la Tabla 4.3.
13
FILE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Figura 4.2 Mapa de cubrimiento sísmico área especial. Líneas azules fueron cargadas en el proyecto 2006; líneas fucsia son el cubrimiento del área especial; líneas verdes suministradas por la ANH dentro del área especial.
GRAVITY LINES = 80 LINES FILE NAME JULIAN DAY TIME X-EASTING Y-NORTHING LATITUDE LONGITUDE RAW AIRCRAFT ALTITUDE ADJUSTED AIRCRAFT ALTITUDE RADAR TERRAIN ELEVATION RAW VERTICAL ACCELERATION BEAM DIFFERENCE ADJUSTED SPRING TENSION
14
FREE-AIR CORRECTION
15 16 17 18 19 20 21 22 21
THEORETICAL GRAV (LAT CORR) RAW EOTVOS CORRECTION FILTERED EOTVOS CORRECTION FILTERED FINAL FREE-AIR FILTERED FINAL TERRCOR1 (2.30) FILTERED FINAL BOUGUER1 (2.30) FILTERED FINAL TERRCOR1 (2.67) FILTERED FINAL BOUGUER1 (2.67) FILTERED FINAL TERRCOR1 (2.67)
FILE 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
MAGNETIC LINES = 73 LINES FILE NAME JULIAN DAY TIME X-EASTING Y-NORTHING LATITUDE LONGITUDE RAW AIRCRAFT ALTITUDE ADJUSTED AIRCRAFT ALTITUDE RADAR TERRAIN ELEVATION DIURNAL MAGNETICS IGRF OBSERVED MAGNETICS FINAL TOTAL MAGNETIC INTENSITY (IGRF REMOVED)
Tabla 4.3 Datos contenidos en los archivos de Magnetometría y Gravimetría.
Pozos Perforados e Información Adquirida En el proyecto se contó con la información de 476 pozos distribuidos en la cuenca Llanos y listados en la tabla 4.4 (Figura 4.4), de los cuales 331 tienen registros eléctricos además de la información general de coordenadas y TD. De estos 476 pozos se clasificaron como confidenciales 183 (Tabla 4.5), según información dada por la ANH. Nueve pozos confidenciales no se encuentran presentes en la base de datos. Los pozos disponibles al público son 302 de los cuales 211 tienen registros eléctricos.
Figura 4.3. Mapa de cubrimiento Magnetométrico y Gravimétrico.
14
No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50
POZO AGUALINDA-1 ALIX-1 ALMAGRO-1 AMPARO-1X APIAY ESTE-1 APIAY-1 APIAY-10 APIAY-13 APIAY-14 APIAY-15 APIAY-16 APIAY-17H APIAY-18 APIAY-19 APIAY-2 APIAY-4 APIAY-5 APIAY-6D APIAY-7 ARAGUATO-1 ARAUCA-1 ARAUCA-2 ARAUCA-2 ST ARAUCA-2 ST1 ARAUCA-3 ARAUCA-4 ARAUQUITA-1 ARIARI-1 ARIMENA-1 AUSTRAL-1 AUSTRAL-2 BALASTERA-1 BARQUERENA-1 BENGALA-1 BENGALA-2 BENGALA-4 BENGALA-5 BENGALA-6 BENGALA-7 BENGALA-7 ST BENGALA-8 BUCARO-1 BUENAVISTA-1 BUENAVISTA-1R CABIONA-1 CACHAMA-1 CACTUS-1 CAMOA-1 CAMPO RICO-2 CAMPO RICO-3
No 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100
POZO No CAMUNGO-1 101 CANACABARE-1 102 CANAGUARO-1 103 CANDILEJAS-1 104 CANO BARRULIA-1 105 CANO BRAVO-1 106 CANO CARANAL-1 107 CANO CUMARE-1 108 CANO DUYA-1 109 CANO DUYA-2 110 CANO EL CARMEN-1 111 CANO GANDUL-1 112 CANO GARZA 1 113 CANO GARZA ESTE-1114 CANO GARZA NORTE-1 115 CANO GARZA-1 116 CANO GAVIOTA-1 117 CANO GRANDE-1 118 CANO LIMON-1 119 CANO LIMON-27 120 CANO NEGRO-1 121 CANO RONDON-1 122 CAPACHOS-1 123 CAPORAL-1 124 CARACARA-1 125 CARACARA-7 ST 126 CARUPANA-1 127 CASANARE-1 128 CASIMENA-1 129 CASTILLA ESTE-1 130 CASTILLA NORTE-1 131 CASTILLA NORTE-10 132 CASTILLA NORTE-12 133 CASTILLA NORTE-13 134 CASTILLA NORTE-14 135 CASTILLA NORTE-16 136 CASTILLA NORTE-18 137 CASTILLA NORTE-2 138 CASTILLA NORTE-3 139 CASTILLA NORTE-4 140 CASTILLA NORTE-5 141 CASTILLA NORTE-6 142 CASTILLA NORTE-7 143 CASTILLA NORTE-9 144 CASTILLA-1 145 CASTILLA-10 146 CASTILLA-11 147 CASTILLA-12 148 CASTILLA-13 149 CASTILLA-14 150
POZO No CASTILLA-15 151 CASTILLA-16 152 CASTILLA-17 153 CASTILLA-18 154 CASTILLA-19 155 CASTILLA-2 156 CASTILLA-20 157 CASTILLA-21 158 CASTILLA-22 159 CASTILLA-23 160 CASTILLA-24 161 CASTILLA-25 H 162 CASTILLA-26 163 CASTILLA-27 164 CASTILLA-28 165 CASTILLA-29 166 CASTILLA-3 167 CASTILLA-30 168 CASTILLA-31 169 CASTILLA-4 170 CASTILLA-5 171 CASTILLA-6 172 CASTILLA-7 173 CASTILLA-8 174 CASTILLA-9 175 CENTAURO NORTE-1 176 CENTAURO-1 177 CENTELLAS-1 178 CH-2 179 CH-3 180 CH-4 181 CH-5 182 CHAFURRAY-1 183 CHAFURRAY-2 184 CHAFURRAY-3 185 CHAFURRAY-4 186 CHAFURRAY-5 187 CHAMBERY-1 188 CHAPARRAL-1 189 CHAPARRITO NORTE-1 190 CHAVIVA-1 191 CHICHIMENE SW-1 192 CHICHIMENE-1 193 CHICHIMENE-10 194 CHICHIMENE-11 195 CHICHIMENE-12 196 CHICHIMENE-12A 197 CHICHIMENE-13 198 CHICHIMENE-14 199 CHICHIMENE-15 200
POZO CHICHIMENE-16 CHICHIMENE-17 CHICHIMENE-18 CHICHIMENE-2 CHICHIMENE-20 CHICHIMENE-21 CHICHIMENE-23 CHICHIMENE-3 CHICHIMENE-4 CHICHIMENE-5 CHICHIMENE-6 CHICHIMENE-7 CHICHIMENE-8 CHICHIMENE-9 CHIGUIRO-1 CITRINO-1 CLARA-1 CORMORAN-1 COROCORA-1 CORONADO-1 CRAVO SUR-1 CUERDAS-1 CUERDAS-2 CUMARITO-1 DINO-1 DOROTEA-1 EL CANEY-1 EL MELON-1 EL MIEDO-1 EL MIEDO-2 EL MIEDO-3 EL MIEDO-4 EL MIEDO-5 EL PALMAR-1 EL PALMAR-2 El TREBOL-1 EL TRIUNFO-1 EL VIENTO-1 ENTRERRIOS-1 ESTERO 2 ESTERO-1 ESTERO-3 FORTALEZA-1 FORTALEZA-1A FORTUL-1 FUENTE-1X (1821-1X) GALERON-1 GARIBAY-1 GAVAN-1 GOLCONDA A-1
No 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250
POZO GUACAVIA-1 GUAHIBOS-1 GUARAPITO-1 GUARILAQUE-1 GUARILAQUE-2 GUARILAQUE-3 GUARIMENA-1 GUARROJO-1 GUASAR-1 GUATIQUIA-1 GUATIQUIA-1R GUATIQUIA-2 GUATIQUIA-3H GUATIQUIA-4H HUMADEA-1 JAGUAR-1 JAGUAR-15 JAGUAR-15 JAGUAR-2 JAGUAR-5 JAGUEYES-1 JIBA NORTE-1 JIBA-1 JORDAN NORTE-1 JORDAN-1 JOROPO-1 JUBILO-1 JUNCAL-1 LA CABANA-1 LA CORAL-1 LA ESPERANZA-1 LA FLORA-1 LA GLORIA NORTE-1 LA GLORIA NORTE-2 LA GLORIA NORTE-3 LA GLORIA NORTE-4 LA GLORIA NORTE-5 LA GLORIA-1 LA GLORIA-2 LA GLORIA-3 LA GLORIA-4 LA GLORIA-5 LA GLORIA-7 LA HELIERA-1 LA MACARENA-1 LA PUNTA-1 LA TORTUGA-1 LA YUCA-1 LAPISLAZULI-1 LAS BRUJAS-1
No 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300
POZO LAS GUAMAS-1 LAS MERCEDES-1 LIBERTAD NORTE-1 LIBERTAD-1 LIBERTAD-2 LIBERTAD-3 LIBERTAD-4 LINDOSA-1 LIPA-1 LLANOS-1 LOS KIOSCOS-1 LOS TOROS-1 LOS TOROS-2 LOS TROMPILLOS-1 LOS TROMPILLOS-2 LUNA ROJA-1 MACACACIAS-2 MACARENAS-1 MACOYA-1 MANACACIAS-1 MANACACIAS-2 MARANON-1 MARANON-1 MARCO-1 MARE MARE-1 MATANEGRA-1 MATEGUAFA-1 MATEGUAFA-2A MATEGUAFA-3 MATEGUAFA-4 MELUA-1 META-1 METICA-1 MORICHAL-1 MORICHAL-2 MORICHAL-3 MORICHAL-3D MORICHAL-4 MORICHITO-1 MURUJUY-1 NEGRITOS-1 OCOA-2 OCUMO-1 OROCUE-1 PACHAQUIARO-1 PAJARO PINTO-1 PAJUIL-1 PALMA REAL-1 PALMARITO-1 PARAVARE-1
No 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320 321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332 333 334 335 336 337 338 339 340 341 342 343 344 345 346 347 348 349 350
POZO No PASO REAL-1 351 PATO-1 352 PECTEN-1 353 PETACAS-1 354 PICA PICO-1 355 PIRIRI-1 356 PIRIRI-2 357 PIRITO-1 358 PITUCO-1 359 PLANAS-1 360 POMARROSO-1 361 PUERTO RICO-1 362 PUINAVES-1 363 QUENANE-1 (1127-1X)364 RANCHO HERMOSO-1365 RANCHO HERMOSO-2P 366 RANCHO QUEMADO-1367 REMACHE NORTE-1 368 REMACHE SUR-1 369 RIO CURIA-1 370 RIO ZANZA-1 371 RUBIALES-1 372 RUBIALES-10C 373 RUBIALES-11 374 RUBIALES-11 ST 1 375 RUBIALES-12 376 RUBIALES-13 377 RUBIALES-14 378 RUBIALES-15 379 RUBIALES-16 380 RUBIALES-17 381 RUBIALES-18 382 RUBIALES-19 383 RUBIALES-2 384 RUBIALES-21 385 RUBIALES-22 386 RUBIALES-22 STH 387 RUBIALES-23 388 RUBIALES-24 389 RUBIALES-25 390 RUBIALES-26 391 RUBIALES-27 392 RUBIALES-28 393 RUBIALES-29 394 RUBIALES-3 395 RUBIALES-30 396 RUBIALES-31 397 RUBIALES-33 398 RUBIALES-34 399 RUBIALES-36 400
POZO RUBIALES-37 RUBIALES-38 RUBIALES-39 RUBIALES-4 RUBIALES-40 RUBIALES-41 RUBIALES-5 RUBIALES-6 RUBIALES-7 RUBIALES-8 RUBIALES-9 S-10 (STRAT XO-10) S-10A (X-P-715) (STRAT-XP-10A) S-11 (X-Q-859) (STRAT-XQ-11) S-11A (X-R-859) (STRAT-XR-11A) S-7 (STRAT XJ-7) S-8 (STRAT XK-8) S-9 (STRAT XM-9) SA-10 SA-11 SA-13 SA-14 SA-15 SA-16 SA-18 SA-2 SA-20 SA-4 SA-5 SA-6 SA-7 SA-8 SAN FELIPE 1 SAN FELIPE-1 SAN JOAQUIN-1 SAN JOAQUIN-2 SAN JUAN-1 SAN MARTIN-1 SAN MARTIN-2 SAN MARTIN-3 SAN MARTIN-4 SAN MARTIN-5 SANTA_MARIA-1 SANTIAGO ESTE-1 SANTIAGO ESTE-2 SANTIAGO ESTE-3 SANTIAGO-1 SANTIAGO-10 SANTIAGO-13 SANTIAGO-14
Tabla 4.4 Pozos incluidos en el proyecto.
15
No 401 402 403 404 405 406 407 408 409 410 411 412 413 414 415 416 417 418 419
POZO SANTIAGO-2 SANTIAGO-3 SANTIAGO-4 SANTIAGO-5 SANTIAGO-6 SARDINAS-1 SARDINAS-2 SARDINAS-3 SARDINAS-4 SIMON-1 SM-1 SM-10 SM-11 SM-3 SM-5 SM-6 SM-8 SM-9 ST CI-13
No 420 421 422 423 424 425 426 427 428 429 430 431 432 433 434 435 436 437 438
POZO ST CI-14 ST CI-17 ST CI-18 ST CN-5 ST CN-6 ST CN-7 ST CN-8 ST GU-15 ST GU-16 ST GU-19 ST O-1 ST O-2 ST O-3 ST O-4 ST RO-10 ST RO-11 ST RO-12 ST RO-9 STELLA-1
No 439 440 441 442 443 444 445 446 447 448 449 450 451 452 453 454 455 456 457
POZO SULLIVAN-19 SURIA SUR-10 SURIA SUR-3 SURIA SUR-5 SURIA-3 SURIA-9 SV-1 SV-2 SV-3 SV-4 SV-5 SV-6 SV-7 SV-8 SV-9 TAMANACO-1 TAMBAQUI-1 TAMBAQUI-2 TAME-1
No 458 459 460 461 462 463 464 465 466 467 468 469 470 471 472 473 474 475 476
POZO TIGRILLO-1 TILODIRAN-1 TOCARIA-1 TORO SENTADO-1 TRINIDAD-1 TURPIAL-1 UPIA-1 VALDIVIA-1 VALDIVIA-2 VALDIVIA-3 VANGUARDIA-1 VIGIA-2 VIGIA-3 VORAGINE-1 VS-1A VS-2A YACARE-1 YOLI-1 YUCAO-1
No POZO No POZO 1 ARAUCA-1 47 CASTILLA NORTE-8 2 ARAUCA-2 48 CASTILLA NORTE-9 3 ARAUCA-3 49 CASTILLA-26 4 ARAUCA-4 50 CASTILLA-27 5 AUSTRAL-2 51 CASTILLA-28 6 BARQUEREÑA-1 52 CASTILLA-29 7 BARQUEREÑA-1 53 CASTILLA-30 8 BENGALA-2 54 CASTILLA-31 9 BENGALA-4 55 CENTAURO NORTE-1 10 BENGALA-5 56 CHICHIMENE-12A 11 BENGALA-6 57 CHICHIMENE-13 12 BENGALA-7 58 CHICHIMENE-14 13 BENGALA-7ST 59 CHICHIMENE-15 14 BENGALA-8 60 CHICHIMENE-16 15 BUENOS AIRES B-2ST 61 CHICHIMENE-17 16 CABIONA-1 62 CHICHIMENE-18 17 CAMPO RICO-2 63 CHICHIMENE-20 18 CAMPO RICO-3 64 CHICHIMENE-21 19 CANACABARE-1 65 CHICHIMENE-23 20 CAÑO DUYA 1 66 COROCORA-1 21 CAÑO GARZA ESTE-1 67 CRAVO SUR-1 22 CAÑO GARZA-1 68 EL PALMAR-1 23 CAÑO LIMÓN-1 69 ESTERO-1 24 CAÑO NEGRO-1 70 ESTERO-2 25 CAÑO RONDÓN-1 71 ESTERO-3 26 CAÑO LIMÓN-27 72 GUARILAQUE-1 27 CAPORAL-1 73 GUARILAQUE-2 28 CARACARA-1 74 GUARILAQUE-3 29 CARACARA-7ST 75 GUARIMENA-1 30 CASTILLA ESTE-1 76 GUASAR-1 31 CASTILLA NORTE-10 77 JAGUAR-1 32 CASTILLA NORTE-11 78 JAGUAR-15 33 CASTILLA NORTE-12 79 JAGUAR-2 34 CASTILLA NORTE-13 80 JAGUAR-5 35 CASTILLA NORTE-14 81 JIBA NORTE-1 36 CASTILLA NORTE-15 82 JIBA-1 37 CASTILLA NORTE-16 83 JORDAN NORTE-1 38 CASTILLA NORTE-17 84 JORDAN-1 39 CASTILLA NORTE-18 85 JUNCAL-1 40 CASTILLA NORTE-19 86 LA FLORA-1 41 CASTILLA NORTE-3 87 LA GLORIA NORTE-1 42 CASTILLA NORTE-4 88 LA GLORIA NORTE-2 43 CASTILLA NORTE-4 89 LA GLORIA NORTE-3 44 CASTILLA NORTE-5 90 LA GLORIA NORTE-4 45 CASTILLA NORTE-6 91 LA GLORIA NORTE-5 46 CASTILLA NORTE-7 92 LA GLORIA NORTE-5
No 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138
POZO LA GLORIA-1 LA GLORIA-2 LA GLORIA-3 LA GLORIA-4 LA GLORIA-5 LA GLORIA-7 LAPISLAZULI-1 LOS TOROS-2 LOS TROMPILLOS-1 LOS TROMPILLOS-2 MATEGUAFA-1 MATEGUAFA-2A MATEGUAFA-3 MORICHAL-1 MORICHAL-2 MORICHAL-3D MORICHAL-4 OCUMO-1 PALMARITO-1 PARAVARE-1 REMACHE NORTE-1 REMACHE SUR-1 RUBIALES-10C RUBIALES-11 RUBIALES-12 RUBIALES-13 RUBIALES-14 RUBIALES-15 RUBIALES-16 RUBIALES-17 RUBIALES-18 RUBIALES-19 RUBIALES-21 RUBIALES-22SHT RUBIALES-23 RUBIALES-25 RUBIALES-26 RUBIALES-27 RUBIALES-28 RUBIALES-29 RUBIALES-30 RUBIALES-31 RUBIALES-33 RUBIALES-34 RUBIALES-36 RUBIALES-37
No 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183
POZO RUBIALES-38 RUBIALES-39 RUBIALES-4 RUBIALES-40 RUBIALES-41 RUBIALES-5 RUBIALES-6 RUBIALES-7 RUBIALES-8 RUBIALES-9 SAN JOAQUIN-1 SANTIAGO ESTE-1 SANTIAGO ESTE-2 SANTIAGO ESTE-3 SANTIAGO-10 SANTIAGO-11 SANTIAGO-12 SANTIAGO-13 SANTIAGO-14 SANTIAGO-2 SANTIAGO-3 SANTIAGO-4 SANTIAGO-5 SANTIAGO-6 SANTIAGO-8 SARDINAS-1 SARDINAS-2 SARDINAS-3 SARDINAS-4 SURIA SUR-10 SURIA SUR-11 SURIA SUR-12 SURIA SUR-13 SURIA SUR-7 SURIA SUR-8 SURIA SUR-9 SURIA-10 SURIA-11 SURIA-12 SURIA-8 SURIA-9 TAMBAQUÍ-1 TAMBAQUÍ-2 TOCARÍA-1 TRINIDAD-1
Tabla 4.5 Pozos Confidenciales ANH.
Figura 4.4 Mapa Localización de Pozos incluidos en el proyecto.
La exploración y producción de la cuenca ha avanzado de Occidente a Oriente desde 1944 con la perforación del Pozo San Martín-1 (Shell), productor de crudo pesado. La producción comercial inició con el Campo Castilla en 1969. Este proyecto se enfoca en el área especial definida por la ANH, la cual está seleccionanseleccionan do el área libre de crudos pesados de la Cuenca Llanos. En el área Especial se han perforado 99 pozos, localizados cubriendo la mayor parte del Área Especial de la ANH (Figura 4.6, ver Anexo 4.3.1). La ubicación y el listado de los pozos para los cuales se hizo la consecución de información en las fuentes externas MINMINAS, ANH, EPIS y ECOPETROL, se encuentran en la Tabla 4.6.
16
Entre la información recopilada en Minminas se encontraron las formas de 79: Formas 4CR 19 pozos Formas 5CR 21pozos Formas 6CR 39 pozos Formas 7CR 9 pozos Formas 10CR 31 pozos Registros eléctricos de 17 pozos.
Sismogramas Sintéticos La calibración de la malla sísmica con las secciones de correlación estratigráfica de se hizo mediante los 15 sismogramas sintéticos que se encuentran en la vecindad del área especial (“check-shot” o VSP) (Tabla 4.7 Figura 4.8, ver Anexo 4.4.1 y 4.4.2) Dentro del área especial se encuentran los siguientes pozos con sismograma sintético: Manacacias-2 (Figura 4.7) Marco-1 Metica-1 Murujuy-1 Upia-1 Garibay-1
Figura 4.5 Mapa mostrando el avance de la exploración hacia la parte oriental de cuenca desde la década del cuarenta.
N
S Manacacías-2
LEON C1 C3 C5 C7 PZ 0
Fig-6.6
1 Km
Figura 4.7. Sismograma Sintético del Pozo Manacacías-2.
Sismograma Sintético del pozo Manacacías-2.
Figura 4.6 Mapa localización de pozos Área Especial ANH.
17
Nombre del Pozo ALIX-1 ARIARI-1 BUENAVISTA -1R ST1 BUENAVISTA -1R ST2 BUENAVISTA-1 BUENAVISTA-1R CANAGUARO-1 CANDILEJAS-1 CANO BRAVO-1 CAPORAL-1 CASTILLA NORTE-7 CH-2 CH-3 CH-4 CH-5 CHAFURRAY-2 CHAFURRAY-3 CHAFURRAY-4 CHAFURRAY-5 CHAVIVA-1 CLARA-1 CORONADO-1 EL TRIUNFO-1 FORTALEZA-1 FORTALEZA-1A GALERON-1 GARIBAY-1 HUMADEA-1 LA CORAL-1 LA ESPERANZA-1 LA MACARENA-1 LA TORTUGA-1 LAS BRUJAS-1 LIPA-1 LOS KIOSCOS-1 LUNA ROJA-1 MANACACIAS-1 MANACACIAS-2 MARCO-1 MELUA-1 META-1 METICA-1 MURUJUY-1 NEGRITOS-1 OROCUE-1 PALMA REAL-1 PUERTO RICO-1 RIO CURIA-1 RIO ZANZA-1 S-7 (STRAT XJ-7) S-9 (STRAT XM-9) SA-10 SA-11 SA-16 SA-18 SA-2 SA-20 SA-6 SA-7 SA-8 SAN JUAN-1 SAN MARTIN SAN MARTIN-4 SAN MARTIN-5 SANTIAGO ESTE-2 SM-10 SM-5 SM-8 SM-9 ST CI-13 ST CI-14 ST CI-17 ST CI-18 ST CN-5 ST CN-6 ST CN-7 ST GU-15 ST GU-19 ST O-1 ST O-2 ST O-3 ST O-4 ST RO-11 ST RO-9 SV-1 SV-4 SV-5 SV-6 SV-7 SV-8 SV-9 TAMANACO-1 TURPIAL-1 UPIA-1 VORAGINE-1 VS-1A VS-2A YACARE-1 YUCAO-1
Operador X, E (m) REPSOL EXPLORATION COLOMBIA 1153800 1043004 NOMECO LATIN AMERICA
Y, N (m) 1184538 880724
1142534,35 1024882,96 1142534,35 1024882,96 1037145 857324 1054656 909489 ECOPETROL 949456,38 REPSOL EXPLORATION COLOMBIA1170197,87 1267137 1043445 MOHAVE 1056917 920310 ECOPETROL 1106470 819480 SHELL 1098440 825475 SHELL 1108000 823000 SHELL 1106586 828220 SHELL 820373 ANGLO COLOMBIANA DE PETRÓLEO1110169 822470 ANGLO COLOMBIANA DE PETRÓLEO1103485 822735 ANGLO COLOMBIANA DE PETRÓLEO1108390 828220 ANGLO COLOMBIANA DE PETRÓLEO1115854 1204999 959057 INTERCOL 1185417 REPSOL EXPLORATION COLOMBIA 1485520 1038493 908614 ECOPETROL 1019531,48 854106,66 PROVINCIA PET. CO. 1153401 1021600 AQUITAINE COLOMBIE S.A 1153248,40 1021528,27 AQUITAINE COLOMBIE S.A 1054729 912377 ECOPETROL 897525,98 REPSOL EXPLORATION COLOMBIA1179876,77 1032364,00 918414,82 CHEVRON 1412483,73 1213022,62 JACKSON EXPLORATION COLOMBIA INC 1017620 mt 858820 mt PROVINCIA PET. CO. 1011000 mt 862875 mt PROVINCIA PET. CO. 1451684,01 1233739,25 JACKSON EXPLORATION COLOMBIA INC 826651,08 REPSOL EXPLORATION COLOMBIA1107518,63 1146800 1163500 OXY 1205811 872405 INTERCOL 1064068 918826 ECOPETROL 1210743 876095 TETHYS PETROLEUM / TUSKAR 1205060,05 874951,92 TUSKAR 1179445 REPSOL EXPLORATION COLOMBIA 1162449 1144799 897049 ECOPETROL 1054847 926901 ECOPETROL 1136700 963900 ELF-AQUITAINE 1167081,73 926882,21 REPSOL.CO 1111111,61 937236,68 INTERNATIONAL PETROLEUM COLOMBIA LIMITED 1342170 998209 ND 1412872 1251605 SUN COLOMBIA OIL CO. 1097155,85 816484,78 PROVINCIA PETROLEUM CO 1017220 858725 PROVINCIA PETROLEUM CO 1018040 855720 PROVINCIA PETROLEUM CO 1342161,98 998209,03 INTERNATIONAL PETROLEUM COLOMBIA LIMITED 1392490 1112241 INTERCOL 1137971 830883 Provincia Pet 1127827 mt 817508 mt 1020036 856180 Provincia Pet 1021400 mt 856600 mt 1118731 mt 815565 mt 1021500 mt 856600 mt 1120973 837016 Provincia Pet 1094516 mt 833820 mt 1097157 mt 816535 mt 1025048 865138 NOMECO 1040626 910975 SHELL 1041162 910908 SHELL 1041762 910410 SHELL 1198368,64 1014652 ELF-AQUITAINE 1210016 844790 INTERCOL 1205792 874426 INTERCOL 1194000 857000 INTERCOL 1189000 827800 INTERCOL 1529082 1132712 OXY 1539085 1156733 OXY 1490972 1158626 OXY 1478337 1159518 OXY 1508885 1119571 OXY 1487574 1130318 OXY 1502410 1114964 OXY 1334106 938432 OXY 1324191 913460 OXY 1401543 972832 OXY 1378163 939146 OXY 1384779 990092 OXY 1414383 940556 OXY 1500044 1086356 OXY 1487425 1096027 OXY 1215109 813082 Provincia Pet 1270578 882814 Provincia Petroleum 1222493 818800 Provincia Pet 1244248 863033 Provincia Pet 1268872 869283 Provincia Pet 1294697 891713 Provincia Petroleum 1254751 831734 Provincia Pet 1151359 906661 HUPECOL 1167700 876200 CHEVRON 1143166 990539 ELF-AQUITAINE 1057900 929800 SHELL 1472720 1075693 SHELL 1453552 1104973 SHELL 1057900 929800 ECOPETROL 1208693 960206 ECOPETROL BP EXPLORATION PENNZOIL DE COLOMBIA INC
NO HAY INFORMACION DISPONIBLE COORDENADAS PRELIMINARES POZO PRODUCTOR COORDENADAS POR VERIFICAR POZO EXISTENTE EN EL EPIS SIN COFIRMACIÓN FÍSICA
Profundidad Total (ft) 3423 7650 0 0 13896 15243
Elevacion del Datum (ft) 335 1062 0 0 894 890
Referncia del Datum KB KB KB KB KB KB
Fecha de Inicio de Perforacion (mm/dd/aa) 09/03/1993 25/11/1988 17/03/1982 10/06/1982 23/02/1973 22/12/1981
8431 7187 7921 8090
1176 720 492 1316
KB KB KB KB
12/03/1984 18/11/1990
01/01/1950 01/01/1950 01/01/1950 01/01/1946 26/06/1945 10/12/1945 10/03/1946 18/06/1946
2188 2583,98 2342,51 2210,62 7824 2735 7940 271 14500 15018 9345 4357 9425 6499 406 467 5082 2820 2690 3414 9890 3925 3408 2912 4745 8927 11171 6110 10569 0 6507 2430 354 427 4268 4540 2726
664 346 1551 1226,3 0 742 1110 664 1930 377 1485 1800 350 803,64 322 715 993 812 783 320 756 1267 574 825 624 KB 387 750 1880 1890 607 350 823
KB KB KB GL KB KB KB KB KB KB GL GL KB GL KB KB KB KB KB GL KB KB KB KB KB
2141
1005
KB
2945
897
KB
7004 2672 4098 7996 510150 2575 3960 2902 2125 1200 2072 2445 2509 1871 2504 2008 4204 2668 2117 2317 2960 1610 1800 2300 1294 2963 2070 2742 2862 2649 2380 4870 4857 12935 6482 337 0 9592 6169
1480 410 1515 1503 577 720 818 673 673 290 291 281 285 387 382 378 477 625 483 720 604 700 420 406 647 686 723 703 703 683 700 624 712 626,5 754
KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB KB
KB KB GL GL KB KB KB
24/02/1993 07/12/1993 30/01/1982 17/03/1978 21/04/1978 28/06/1994 12/07/1991 23/10/1973 06/01/1986 17/02/1982 01/03/1982 12/02/1986 03/04/1992 16/10/1981 21/04/1982 19/04/1989 31/07/1989 20/03/1993 01/10/1992 31/12/1987 28/01/1985 29/02/1992 05/06/1962 10/01/1986 23/10/1981 12/02/1982 02/02/1982 17/02/1958
1355'
1206 559
13/09/1988
09/11/1998 30/08/1960 18/01/1981 12/02/1981 12/02/1981 26/02/1981 10/03/1981 13/01/1981 18/01/1981 27/01/1981 01/03/1981 29/03/1981 01/01/1981 03/12/1980 21/12/1980 04/02/1981 20/01/1981
27/01/2000 27/01/1973 13/04/1985
29/11/1987 14/02/1989
Tabla 4.6 Lista de pozos perforados dentro del Área Especial ANH.
Figura 4.8. Mapa de localización pozos con sismograma sintético.
Información petrofísica usada en el proyecto La evaluación de parámetros petrofísicos (espesor, porosidad y saturación) utilizados para la cuantificación de recursos de hidrocarburos en los potenciales reservorios de los leads definidos, se hizo con base a mapas de espesores y de contenido de arenas por formaciones, arenas netas por reservorio, registros eléctricos de rayos Gamma, potencial eses pontáneo, de resistividad, torio, potasio, torio + potasio, neutrón, gráfico densidad - neutrón y gráfico densidad – sónico y de datos medidos en muestras de corazones. En este informe se utilizó la información petrofísica de 36 pozos cercanos a la localización de cada lead, tomando un corte de contenido de arcilla menor del 30% y porosidad mayor del 10%. Los resultados de parámetros petrofísicos fueron definidos en el proyecto de Crudos Pesados, desarrollado por Halliburton en el año 2006. Para seleccionar los parámetros petrofísicos se utilizaron varias técnicas entre las cuales están gráficos x-y, información bibliográfica, informes de pruebas e informes de análisis de núcleos. Para lograr una mejor calidad en la selección de parámetros, se escogieron zonas con similares características petrofísicas. Esta zonificación se hizo utilizando como base los topes de las formaciones. Arcillosidad Para calcular el volumen de arcilla, el programa permite elegir una o más curvas como inin dicadores de arcilla a saber: rayos gamma, potencial espontáneo, resistividad profunda, torio, potasio, torio + potasio, neutrón, gráfico densidad - neutrón y gráfico densidad – sónico.
18
TABLA-6.6 Datos de Pozo
Nombre
Agualinda-1 Almagro - 1 Apiay Este - 1 Austral - 1
REPORTE DE GENERACION DE SISMOGRAMAS SINTETICOS Datos Sísmicos
Shift del pozo (msec)
Linea de Amarre
0 R-1973-05 60 PL-1988-11
Versión MIGININ05
Datos de CheckShot
Datos de la Línea CDP/SP 4710/2355 4390/2195,SHIFT -0.30S,DATUM 250M,VR 1800M/S,CDPX185 CDPY189,UM 0211060,US 0211134.
MIGOUOU88 CDP/SP 620/120 595/132,SHIFT 0S,DATUM 200M,VR 2000M/S,COOR CDP ND,UM R2110110,US M-25-F29.
300 Q-1980-1450
MIGININ80
CDP/SP ND,SHIFT ND,DATUM 250M,VR 3000M/S,COOR CDP ND,UM E3095,SE COMP CON VER GSI-80,US M-35-X40
52 V-1988-1162
MIGININ99
CDP/SP 500/250 600/300,SHIFT -0.50S,DATUM 450M,VR 2100M/S,CDPX181 CDPY185,UM C031136,US M-25-V-38.
Bucaro-1
241 CH-1996-09
MIGININ94
CDP/SP 118/110 158/130,SHIFT -0.1 S,DATUM 150M,VR 2000M/S,CDP ND COOR,UM E3055,US M-35-B42
Cabiona-1
250 CL-1981-26_9
MIGININ02
CDP/SP 6000/3000 6010/3005,DATUM 200,VR 2000M/S,COOR CDP ND,UM R2730918,US ND VERIFICADA PROCESO IN M-35-P-4
Camoa - 1
420 Q-1988-470
MIGININ99
CDP/SP ND,DATUM ND,SHIFT ND,VR ND,COOR CDP X 181 Y 185,UM C031140,US ND.SE VERIF.MI DE GSI-88,M-34-A-22.
MIGININ83
CDP/SP ND,SHIFT 0S,SHIFT -0.4 S,DATUM 250M,VR 2100,M/S,COOR CDP ND,UM E3586,UM ND,US C 872.
Candilejas-1
0 HU-1983-1120
Casimena-1
-34 M-1983-1220
MIGININ90 ???? CDP/SP 57/633 115/604,SHIFT -0.2S,DATUM 0M,VR 1800M/S,COOR CDP ND,UM C020317,US M-34-S-04.
Castilla-5
350 C-1980-06
MIGININ97
Chichimene-3
330 CH-1990-03
MIGININ90 ???? CDP/SP ND,SHIFT ND,DATUM ND,VR ND,COOR CDP ND,UM E5040,US NO,COMP MI SGL-90 M-34-R-07
Chiguiro-1
0 RLJ-1984-1034
Datum (ft) 361,00
S. R. D. (ft) 117,00
Velocidad Reemp. (ft/s)
Observaciones
5999,00 Distancia de la Línea al pozo aprpx. 1.2Km. Linea con shift de -319 ms
656,20
15,30
0,00
926,00
6890,00 Distancia de la Línea al pozo aprpx. 2.6 Km.
6561,70
0,00
996,00
6890,00
492,00
17,70
6562,00 No hay buen registro Sónico, se generó un seudo sónico basado en el Densidad, El pozo no tiene CheckShot Datos no confiables del checkshot.
0,00
1115,00
6850,56
0,00
562,60
6234,00
1476,00
120,00
328,00
55,00
CDP/SP 41/11 81/21,SHIFT 0S,DATUM 450M,VR 2000M/S,COOR CDP ND,UM E4460,US M-25-V-06
MIGININ95
DATA VERIFICADA CONTRA VERSION GSI-85 US M-24-C-25,UM E5282
Castilla - 25H
620 C-1980-60
MIGININ97
CDP/SP 41/11 81/21,SHIFT 0S,DATUM 450M,VR 2000M/S,COOR CDP ND,UM E4460,US M-25-V-06.
Corocora-1
250 CGE-1986-02
MIGININ02
CDP/SP 397/300 517/320,SHIFT -0.20S,DATUM 100M,VR 1800M/S,CDPX81 CDPY85,UM 0530175,US 0530603.
Dorotea-1
200 EL-1985-12
MIGOUOU95 CDP/SP 81/2020 101/2030,SHIFT -0.1 S,DATUM 150M,VR 2000M/S,COOR CDP ND,UM E3056,US M-35-B34.
Entrerrios-1
192 M-1983-1220
MIGININ90 ???? CDP/SP 57/633 115/604,SHIFT -0.2S,DATUM 0M,VR 1800M/S,COOR CDP ND,UM C020317,US M-34-S-04.
9100,00 No hay yn buen registro Densidad, por tanto se generó un seudo sónico basado en el Sónico 5904,00
1476,50
-188,50
7300,00 Registro Sónico no apto para sintético, Se opto por generear un seudo-sónico del Registro Editado RHOB
656,00
-241,70
6232,00
328,00
57,00
Distancia de la Línea al pozo aprpx. 4.2 Km.. Se genero sólo un sismograma y una tabla tiempo, producto de la
Galeron-1
8 HU-1983-1100
5902,06 convolución unicamente de la ondicula generada por el proceso de los pozos
0,00
575,00
6300,00
MIGININ83
CDP/SP ND,SHIFT 0S,DATUM 250M,VR 2100,M/S,COOR CDP ND,UM E3586,UM ND,US C 872
820,00
290,00
6850,60
Garibay-1
200 RM-1989-472
MIGININ89
CDP/SP 260/1084 320/1054,SHIFT 0S,DATUM 200M,VR 1800M/S,COOR CDP ND,UM R1400111,US M-25-K-28.
656,20
7,60
6561,70 Registro Sónico no apto para sintético, Se opto por generear un seudo-sónico del Registro Editado RHOB
Guahibos-1
400 CH-1996-09
MIGININ94
CDP/SP 118/110 158/130,SHIFT -0.1 S,DATUM 150M,VR 2000M/S,CDP ND COOR,UM E3055,US M-35-B42
492,00
7,00
6562,00
Manacacias-2
150 M-1981-07
MIGININ89
CDP/SP 40/2420 80/2400,SHIFT 0S,DATUM 150M,VR 1800M/S,COOR CDP ND,UM R3011416,US NO,COM M-34-R-25
492,00
292,50
5905,00
Marco-1
200 CE-1985-1040
MIGINNI91
CDP/SP 26/780 46/770,SHIFT -0.1S,DATUM 200M,VR 1800,COOR CDP ND,UM C020562,US M-35-K-36
656,00
-317,00
Melua-1
200 RM-1991-2744
MIGININ91
CDP/SP 2000/200 3000/300,SHIFT 0S,DATUM 200M,VR 1800M/S,COOR CDP ND,UM E2072,US M-34-P-14
656,00
100,00
Meta-1
500 V-1984-1020
MIGININ99
CDP/SP 500/250 540/270,SHIFT -0.50S,DATUM 450M,VR 2100M/S,CDPX181 CDPY185,UM 0707698,US M-25-V-38.
0,00
1267,00
6467,00
Metica-1
300 PL-1993-1150
MIGININ93
CDP/SP 1200/120 1400/140,SHIFT 0S,DATUM 250M,VR 2000M/S,COOR CDP ND,UM E3094,US M-35-0-43
492,00
82,00
5904,00
Murujuy-1
236 PL-1990-2180
MIGINNI91
CDP/SP 1100/150 1200/200,SHIFT 0S,DATUM 200M,VR 2000M/S,COOR CDP ND,UM R2880316,US M-25-F-44
656,20
168,80
6561,70
Paravare-1
226 LR-1985-08
MIGININ92
CDP/SP 400/200 500/250,SHIFT 0S,DATUM 200M,VR 2200M/S,COOR CDP ND,UM 0707019,VERIFICADO CON MI US M-35-S-23
492,00
-6,00
5905,00
Petacas-1
232 CL-1984-64_45
MIGININ89
CDP/SP ND,SHIFT 0.S,VR 2250M/S,DATUM 200 M,COOR CDP ND,UM R2271309,US ND,VER CON VERS / EXEL 95,US M-35-Q-57
656,00
-118,00
5900,00
Piriri-1
350 V-1982-16
MIGININ04
MERGE V-1981-16/V-1982-16 CDP/SP 3200/1600 3400/1700,SHIFT 0S,DATUM 330M,VR 1800M/S,CDPX181 CDPY185,UM 0193465,US 01
400,00
224,00
5432,00
Pomarroso-1
270 P-1982-17
MIGINNI99
CDP/SP 118/110 158/130,SHIFT -0.1 S,DATUM 150M,VR 2000M/S,CDP ND COOR,UM E3055,US M-35-B42
656,00
-62,40
5904,00
Puinaves-1
200 CH-1996-09
MIGININ94
CDP/SP 118/110 158/130,SHIFT -0.1 S,DATUM 150M,VR 2000M/S,CDP ND COOR,UM E3055,US M-35-B42
492,10
30,80
6562,00
MIGININ92
CDP/SP 2600/1300 3200/1600,SHIFT 0S,DATUM 150M,VR 1800M/S,CDPX181 CDPY185,UM 0184030,US 0184051
MIGININ03
CDP/SP 400/200 600/300,SHIFT 0S,DATUM 330M,VR 1800M/S,CDPX181 CDPY185,UM 0171180,US 0171204
492,00
171,00
5905,00
22,00
5905,00
No hay registro de Densidad para este pozo, se genero un seudo-densidad a partir del registro sónico, el mejor
5900,00 sintetico fue el logrado con la extraccion de la ondicula de la sismica. No hay registro de Densidad para este pozo, se genero un seudo-densidad a partir del registro sónico, el mejor
Remache Norte-1 Rubiales-4
CL-1985-35_5 350 TRP-1991-01
6013,00 sintetico fue el logrado con los datos de los registro.
Este pozo no tiene T/D cargas, provenientes de Checkshot o VSP, se genero basado unicamente en el registro Sónico
Rubiales-9
T-1989-08
MIGININ89
UM C031129,US ND,SE COMPARO LA DATA CON LA SECCION MI DE TETHYS PORCESADA POR WETERN-89
492,00
Santiago-1
350 P-1982-17
MIGININ99
UM C031029,US ND,SE VERIFICO LA DATA CON LA VERSION WAI-82
492,00
Stella-1
200 EL-1985-30
MIGININ95
CDP/SP 39/2020 59/2030,SHIFT -0.2 S,DATUM 560M,VR 1800M/S,COOR CDP ND,UM C021180,US M-35-D42
328,00
74,00
5903,94
Upia-1
662 CO-1995-10
MIGININ96
CDP/SP 4300/2150 4360/2180,SHIFT 0S,DATUM 700M,VR 2200M/S,COOR CDP ND,UM C021641,US M-35-N-53
492,00
133,50
5904,00
Valdivia-1
150 PL-1990-2179
MIGINNI91
CDP/SP 1100/150 1200/200,SHIFT 0S,DATUM 200M,VR 2000M/S,COOR CDP ND,UM R2880316,US M-25-F-44.
656,20
9,00
6561,60
Vanguardia-1
150 VD-1989-779
MIGININ89
CDP/SP 240/122 280/142,SHIFT -0.2 S,DATUM 250M,VR 2100,M/S,COOR CDP ND,UM R11551314,US M34 B13.
0,00
1227,00
6888,00
No hay registro de RHOB, se genero un Seudo- densidad basado en el sonico
Tabla 4.7 Reporte de Sismogramas Sintéticos.
19
Formación
Pozos/mapas referencia para espesor y porosidad
Dorotea-1 Mapa de espesor total de arena Metica-1 Une Galeron-1 Coronado-1 Coronado-1 Humadea Mapas Mapas Caracara-1 y Mapas Guadalupe Murujuy -1 y Mapas Mapas Humadea-1 Y mapas Humadea-1 Y mapas Corocora-1 Piriri-1 y 2 Mapa- Turpial-1 Mapa Mirador Chiguiro-1 y Pato-1 Barquerena-1 y Guahibos-1 Guarilaque-1 Yucao y Jaguar Mapa - Camoa-1 Mapas Mapas El viento -1 y Mapas SA-14 y mapas Mapas C7 Mapas La Tortuga-1 y La Coral -1 Stella -1 y Caño Negro-1 Caño Barrulia-1 y Remache Sur-1 ST GU-19, SV-7 y Cumarito-1 Valdivia-2 y Melua-1 y Mapas Mapas C5 Mapas Las Guamas-1 y Dorotea-1 y Mapas C1, C3, C5 Yucao-1, Piriri-1 y Mapas Mapas Tabla 4.8 Parámetros petrofísicos
Espesor arena neta reservorio (pies)
Porosidad %
Pozos de referencia para saturación
Saturación de aceite (So) %
mínimo
más probable
máximo
mínima
media
máxima
10 10 10 10 400 400 800 10 10 10 10 50 30 30 10 10 10 10 100 11 19 10 20 10 10 10 10 10 10 40 120 60 40 20 10 10 30 30
60 20 22 150 600 600 850 30 30 30 50 150 50 50 20 72 24 20 160 69 87 80 90 50 50 75 30 30 30 110 150 100 150 40 30 30 130 90
100 40 40 270 648 648 900 50 50 50 78 200 100 100 40 120 40 40 203 92 121 115 114 100 100 135 50 50 50 160 275 133 225 100 50 50 204 104
0.23 0.20 0.15 0.12 0.12 0.12 0.11 0.26 0.26 0.24 0.20 0.20 0.13 0.13 0.28 0.24 0.19 0.22 0.25 0.18 0.23 0.22 0.14 0.20 0.20 0.20 0.18 0.20 0.18 0.20 0.24 0.24 0.18 0.14 0.22 0.22 0.16 0.14
0.25 0.22 0.17 0.17 0.16 0.16 0.13 0.28 0.28 0.28 0.21 0.22 0.15 0.15 0.30 0.26 0.21 0.24 0.28 0.23 0.25 0.26 0.19 0.21 0.22 0.24 0.19 0.24 0.20 0.32 0.28 0.26 0.26 0.20 0.24 0.24 0.30 0.15
0.30 0.24 0.20 0.22 0.20 0.20 0.16 0.30 0.30 0.30 0.24 0.24 0.19 0.19 0.34 0.30 0.24 0.26 0.30 0.26 0.28 0.28 0.26 0.26 0.24 0.25 0.20 0.25 0.24 0.36 0.36 0.28 0.28 0.22 0.26 0.26 0.34 0.22
Miedo-5 Jordan-1 0.72 Estero-2 0.54 Metica-1 Guatiquia-1 0.60 Campo Castilla-Castilla Norte-Yacare1 0.62 Campo Castilla-Castilla Norte-Yacare1 0.62 Campo Castilla-Castilla Norte-Yacare1 0.62 Chichimene SW-1-Humadea-1 0.60 El Miedo-5 0.58 Mateguafa-2A 0.55 Caracara -1 Jaguar-2 0.70 Caracara-1 Valdivia-Almagro 0.66 Campo Guatiquia 0.55 Castilla Norte 0.54 Chichimene SW-1 0.59 Barquerena-1 Guahibos-1 0.63 Valdivia-3-1-2 Entrerios-1 0.55 Turpial-1 El Viento-1 Almagro-1 0.54 Turpial-1 El Viento-1 Almagro-1 0.54 Caño Rondon-1 Araguato-1 0.56 Barquereña-1 Guahibos-1 0.63 La Punta-1 0.56 Bengala-1 Jaguar-2-15 0.57 Pachaquiaro-1 Camoa-1 0.60 Campo Rubiales 0.54 Campo Rubiales, SV-7 0.54 Manacasias-1-2 0.56 Manacasias-1-2 0.56 Manacasias-1-2 0.56 Palmarito-1 Guarilaque-1 Cano Duya-1 Paravare-10.55 Guarilaque-1 Cano Duya-1 Paravare-1 0.55 Guarilaque-1 Cano Duya-1 Paravare-1 0.55 Guarilaque-1 Cano Duya-1 Paravare-1 0.55 Campo Rubiales Jaguar-1 0.54 Manacasias-1-2 0.56 El Miedo-4 Corocora-1 0.55 El Miedo-4 Corocora-1 0.55 El Miedo-4 Corocora-1 0.55 Palmarito-1 0.54
0.75 0.60 0.74 0.66 0.66 0.66 0.68 0.70 0.72 0.75 0.72 0.61 0.58 0.65 0.69 0.60 0.62 0.62 0.65 0.69 0.62 0.67 0.63 0.62 0.62 0.63 0.63 0.63 0.60 0.60 0.60 0.60 0.60 0.63 0.60 0.60 0.60 0.57
0.80 0.74 0.78 0.72 0.72 0.72 0.73 0.82 0.78 0.80 0.78 0.66 0.64 0.69 0.73 0.72 0.65 0.65 0.80 0.75 0.70 0.81 0.70 0.70 0.73 0.72 0.72 0.72 0.70 0.70 0.70 0.70 0.87 0.72 0.80 0.80 0.80 0.68
10
30
50
0.20
0.23
0.26
Palmarito-1
0.57
0.68
De estos indicadores, los dos que tradicionalmente han dado los mejores resultados en la cuenca de los Llanos son la curva de rayos gamma, y el gráfico densidad – neutrón. Cada uno de estos indicadores tiene sus ventajas y desventajas. La ventaja de la curva de rayos gamma es que este registro está disponible en prácticamente todos los pozos y la calidad de la curva es solo moderadamente afectada por la condición del pozo. La ventaja del gráfico densidad - neutrón es que permite mediante la distribución de los puntos en el
mínima
0.54
más probable máxima
gráfico, distinguir tipos de arcilla; la mayor desventaja es que la condición del hueco afecta ambas curvas, desplazando los puntos sobre el gráfico lo cual hace que el volumen de arcilla calculado sea erróneo en zonas donde la pared del pozo está derrumbada. Por otra parte los registros densidad y neutrón no están disponibles en todos los pozos del proyecto. Sobre los otros indicadores de arcilla se puede decir lo siguiente: La curvas de torio y torio+potasio son buenos indicadores de arcilla, pero este tipo de registro está disponible
20
en un bajo porcentaje de los pozos estudiados. La curva del potencial espontáneo SP no es muy útil por su poca resolución vertical y por la baja salinidad del agua de formación en gran parte de la cuenca, lo cual afecta la respuesta de la curva. La curva de resistividad profunda, es útil como indicador de arcilla en las áreas donde el agua de formación es de baja salinidad, pero no en las áreas con agua de formación de salinidad moderada o alta. El gráfico densidad – sónico tiene utilidad similar a la del gráfico densidad – neutrón, pero menor resolución debido al menor rango dinámico del registro sónico comparado con el registro neutrón. Considerando lo anterior, se decidió utilizar para el proyecto, el registro de rayos gamma como indicador de arcilla. Litología Uno de los más simples y mejores indicadores de litología mediante registros eléctricos es la posición relativa de las curvas densidad y neutrón en el registro gráfico de campo cuando se usan escalas apropiadas para las curvas. En el área de los Llanos normalmente se utilizan escalas apropiadas para areniscas. En esta forma las curvas de Densidad y Neutrón deben superponerse frente a una arena limpia y separarse frente a una arcilla. La curva del efecto fotoeléctrico Pe que normalmente acompaña el registro densidad en las herramientas modernas se utiliza para la identificación de litología6. Estos dos indicadores se usaron en el proyecto para identificar y verificar la litología. Porosidad El programa SASHA ofrece varias opciones para el cálculo de porosidad. Ésta puede ser calculada a partir de los registros densidad, neutrón o sónico por separado, o a partir de las combinaciones densidad-neutrón o densidad-sónico. Se decidió utilizar como fuente primaria para el cálculo de porosidad, el registro densidad y como fuente secundaria el registro sónico. Hay varias razones para elegir el registro densidad y no la combinación densidad-neutrón. La primera es que esta combinación está disponible solo en un número de pozos mientras que los registros densidad y/o sónico están disponibles en todos los pozos analizados. La segunda razón es que las correcciones ambientales del registro densidad son insignificantes mientras que las correcciones ambientales del registro neutrón no lo son, debido a que se cuenta con registros de varias compañías sobre un intervalo de tiempo grande con mucha información de cabezales incompletos, y no se tiene certeza en muchos casos sobre las correcciones aplicadas al registro neutrón en tiempo real, e incluso sobre la matriz utilizada para correr este registro. Por último, en el caso de los Llanos donde la presencia de gas es mínima, la porosidad leída por el registro neutrón en una arena limpia debe ser la misma que la leída por el registro densidad. En la evaluación de los parámetros petrofísicos por formación se tomaron valores mínimos más probables y máximos, cuyos valores se pueden apreciar en la Tabla 4.8, tomando como referencia datos de campos y pozos vecinos o mapas
Datos de producción y yacimientos Dentro de la información contenida en la base de datos correspondiente a producción e ingeniería de petróleos para el área de Llanos se podrán encontrar las formas oficiales al MM&E relacionadas a los diferentes pozos del área como las referidas en el siguiente cuadro: NOMBRE DEL POZO ALIX-1 ARIARI-1 BUENAVISTA -1R ST1 BUENAVISTA -1R ST2 BUENAVISTA-1 BUENAVISTA-1R CANAGUARO-1 CANDILEJAS-1 CANO BRAVO-1 CAPORAL-1 CASTILLA NORTE-7 CH-2 CH-3 CH-4 CH-5 CHAFURRAY-2 CHAFURRAY-3 CHAFURRAY-4 CHAFURRAY-5 CHAVIVA-1 CLARA-1 CORONADO-1 EL TRIUNFO-1 FORTALEZA-1 FORTALEZA-1A GALERON-1 GARIBAY-1 HUMADEA-1 LA CORAL-1 LA ESPERANZA-1 LA MACARENA-1 LA TORTUGA-1 LAS BRUJAS-1 LIPA-1 LOS KIOSCOS-1 LUNA ROJA-1 MANACACIAS-1 MANACACIAS-2 MARCO-1 MELUA-1 META-1 METICA-1 MURUJUY-1
4 CR
5 CR
x
FORMAS 6 CR x x
x x x
7 CR
x
10 CR x
x x x
x x
x
x
x x x x x
x x
x x x x
x x x
x
x x x x x x x x x
x x x
x x x x x x x
x x
x x
x
x
x x x
x x x
NEGRITOS-1 OROCUE-1 PALMA REAL-1 PUERTO RICO-1 RIO CURIA-1 RIO ZANZA-1 S-7 (STRAT XJ-7) S-9 (STRAT XM-9) SA-10 SA-11 SA-16 SA-18 SA-2 SA-20 SA-6 SA-7 SA-8 SAN JUAN-1 SAN MARTIN SAN MARTIN-4 SAN MARTIN-5 SANTIAGO ESTE-2 SM-10 SM-5 SM-8 SM-9 ST CI-13 ST CI-14 ST CI-17 ST CI-18 ST CN-5 ST CN-6 ST CN-7 ST GU-15 ST GU-19 ST O-1 ST O-2 ST O-3 ST O-4 ST RO-11 ST RO-9 SV-1 SV-4 SV-5 SV-6
x x x x
x
x
x x x
x x x x
x
x
x
x x x x
x
x
x
x
x x x x
x x x x
x
21
SV-7 SV-8 SV-9 TAMANACO-1 TURPIAL-1 UPIA-1 VORAGINE-1 VS-1A VS-2A YACARE-1 YUCAO-1
x
x x x
x
x x
x
x x
x x
Tabla 4.9 Información de producción y yacimientos De la tabla se resume: • Forma 4 CR - 16 Pozos • Forma 5 CR – 18 Pozos • Forma 6 CR – 35 Pozos • Forma 7 CR – 8 Pozos • Forma 10 CR – 29 Pozos Se encuentran las FORMAS-9 Suministradas por el MM&E correspondientes a 135 campos productores de un total reportados de 145. NUMERO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
CAMPOS Abejas Almagro Apiay Apiay Este Araguato Arauca Arauco Austral Barquereña Bastidas Búcaro Cabiona Cajaro (Paloblanco) Camoa Campo Rico Canacabare Canaguey Candalay Caño Duya Caño Gandul Caño Garza Caño Garza Este Caño Garza Norte Caño Limón
25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49
Caño Limón Caño Limón Caño Rondón Caño Yarumal Capachos Caracara Sur A Caracara Sur B Caracara Exploratorio Careto Caricare Carrrizalez Carupana Castilla Castilla Este Castilla Norte Centauros Sur Chaparrito Chaparrito Norte Chichimene Corocora Cosecha A Cravo Este Cravo Sur Cupiagua Cupiagua SDLA
50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101
Cupiagua Sur Cusiana Cusiana SLDA Cusiana TAURAMENA Dele Dorotea Elisita (pozos Bengala) El Condor Entreríos Estero (Pozos Paloblanco) Estero (Pozos Paloblanco) Floreña Floreña Gaván Guanapalo Guarilaque Guasar Guatiquía Guayuriba Jiba Jiba Jorcán Jordán Jordán Este Jordán Norte La Cañada Norte La Flora La Gloria La Gloria Norte La Punta La Reforma La Yuca Este Laurita (Pozos Tambaquí) Libertad Libertad Norte Los Hatos Los Toros Macarenas Matanegra Norte Matanegra Oeste Mateguafa Mauritia Norte Morichal Ocelote Ocoa Ocumo Ojo de Tigre Palmar Palmarito Paravare Pastora Pauto Sur
102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135
Pauto Sur Peguita (pozos Jaguar) Peguita III(pozos Jaguar) Peguita II(pozos Jaguar) Pirito Pompeya Quenane Rancho Hermoso Rancho Quemado Redondo Redondo Este Remache Norte Remache Sur Remana Rubiales Rubiales Santiago (Juncal-este-sur-norte) Sardinas Saurio Sirenas Suria Suria Sur Tanane Terecay Tierra Blanca Tilodirán Tocaría Tonina Toruno Trinidad Trompillos Valdivia Vigía Yalea
Tabla 4.10 Información sobre campos productores.
La base de datos del proyecto de desarrollo de crudos pesados posee información genegene ral como la mencionada en la siguiente tabla:
22
Acta abandono Análisis crudo Llanos Análisis de corazones Análisis de lodos Aviso sobre trabajos posteriores a la terminación Descripción de corazones Descripción muestras Descripción muestras de corazones Descripción muestras de pared Descripción muestras de zanja Estados mecánicos Apiay Estado mecánico Gavan Estado mecánico Guatiquia Estados mecánicos Rubiales Estados mecánicos Santiago Gráficas de producción Rubiales Gráficas de producción Santiago Gráficas declinación Santiago Informe cementación Informe de terminación informe diario perforación Informe final perforación Informe reservas campos SOA Ecopetrol a 31 dic 2006 Informe sobre taponamiento y abandono Informe técnico anual rio verde Informe técnico anual Alcaravan Informe técnico anual Quifa Informe técnico anual Rubiales Informe técnico anual Upia Informe técnico geologia Upia B Informe terminación Infrome sobre presion estática de fondo Intención de perforar Inversiones Instalaciones Apiay Inversiones Instalaciones Libertad Apiay suria Inversiones recuperación de petróleo Castilla Inversiones recuperación de petróleo Castilla Inversiones recuperación de petróleo Libertad Apiay y Suria Inyección de agua santiago Presiones en Santiago Programa pruebas Programa terminación Pronósticos de producción de agua estaciones de Ecopetrol Pronósticos de producción de petróleo SOA Pronósticos de producción de petróleo SOA con perforación y workover Prueba de pulsos pozos bloques Alcaraván y Los Hatos Prueba DST Prueba presión Pruebas de producción Reporte completamiento Reservas en Santiago Resumen de las formas 9 MM&E campos Llanos Resumen de los informes técnicos anuales campos Llanos
Información de la historia de producción correspondiente a los campos de crudo pesado de la cuenca Llanos y algunos que presentan posibilidades de desarrollo en crudo pesado y que no se encuentran en la base de datos se incluyen para información adicional en el Anexo 4.6. A continuación un ejemplo de grafica de producción generada con la información mencionada arriba.
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO) Figura 4.9 Ejemplo gráfica de producción generada.
Las principales fuentes consultadas fueron: • • • • •
EPIS: Exploration and Production Information Service (ANH) Dirección de Hidrocarburos (Ministerio de Minas y Energía) Vicepresidencia de Exploración (ECOPETROL) ACIPET: Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo UPME: Unidad de Planeación Minero Energética
Tabla 4.11 Información sobre campos productores.
23
CAMPOS CON HISTORIA DE PRODUCCION ( Anexo 4.6) Apiay Austral Camoa Campo Rico Castilla Chichimene El Palmar Entrerríos Estero-Paloblanco Gavan Guatiquía La Libertad-Reforma La Gloria La Gloria Norte Paravare Pirito Pompeya Rubiales Santiago Santiago Norte Santiago Este Suria Sur Tanane Tilodirán Tabla 4.12 Campos con historia de producción (Anexo 4.6).
Formas e Informes Ministerio de Minas y Energía De la Subdirección de Hidrocarburos adscrita a esta entidad se obtuvo la siguiente información: • Informes Técnicos Anuales del 2006 de los campos actualmente productores de crudo pesado. Ver Anexo 4.7.1 • Información de los pozos que están dentro del área especial de la ANH, como Formas 4CR, 5CR, 6CR, 7CR, 10CR, Informes finales de pozos, Registros Gráficos compuestos. Ver Anexo 4.7.2 • Formas 9SH de todos los campos presentes en la Cuenca Llanos. Ver Anexo 4.7.3
Información del Bloque Caño Sur Del Bloque Caño Sur, se dispone de estudios de prospectividad de Fases I y II que incluyen interpretaciones geológicas, sísmicas, geoquímicas, cartografía de superficie, de rezumaderos -y de pozos realizados por Ecopetrol en los años 2005, 2006 y 2007. Esta información se entregó por parte de Ecopetrol a la ANH, pero no fue incluida en el disco de base de datos de Crudos Pesados que se venderá a las compañías participantes porque contiene información regional y productos de interpretación que cubren tanto el área actual del Bloque Caño Sur como de la porción liberada y fue clasificada como confidencial. El detalle de la información entregada y disponible se describe a continuación: Información técnica correspondiente a los contratos de exploración y explotación, que incluye la descripción de los compromisos y la prospectividad del área, así:
1. 2.
Caño Sur – Primera Fase. Caño Sur _ Segunda Fase.
3.
Caño Sur _ Proyecto de Desarrollo de Crudos Pesados.
Información relacionada en oficios recibidos y que no fue entregada: 1. Folleto geológico y geofísico Prospecto Hadas-1 • Anexo 1. Mapa de localización del proyecto • Anexo 2. Correlación estratigráfica en el área del prospecto pozos (pozos SA-14, Prospecto Hadas 1, Las Brujas y Puerto Rico-1) • Anexo 3. Líneas sísmicas MC-91, 110_RA-98-108 • Anexo 4. Líneas sísmicas CN-05-04 • Anexo 5. Mapa Isócrono TWT al tope de la Unidad Areniscas Basales de la Fm Carbonera. • Anexo 6. Mapa profundidad al tope de la Unidad de Areniscas Basales de la FM Carbonera. 2. Informe ejecutivo técnico anual 2005., Información complementaria. La siguiente información se encuentra de manera física pero no está relacionada en los oficios atrás mencionados. • 1 DVD: informe final FASE I • 1 CD: Cartografía geológica del programa sísmico Caño Sur_2D. • 12 DVD: Procesamiento y reprocesamiento SEGY y Ukoa programa sísmico caño Sur _2D. • Anexo 20. Mapa de Amenazas y riesgo. Estudio de impacto ambiental. Area de perforación exploratoria Hadas-1. • Informe de Geología y geofísica. Primer semestre 2007. • Mapa base, 1:500.000. Proyecto de desarrollo de crudos pesados. Caño Sur 1 CD informes técnicos.
Contrato de exploración y explotación perforación Caño Sur Primera Fase • Informe de prospectividad del Bloque Caño Sur Fase I • Informe de prospectividad del Bloque Caño Sur Fase I – Anexos. Lista de Anexos Anexo 1.1 Mapa cultural y de infraestructura petrolera (no incluye nueva sísmica) Anexo 1.2 Mapa de puntos (sísmica y pozos) Anexo 3.1 Bloque Caño Sur Mapa geológico versión Ariana, 2000 Anexo 3.2 Bloque Caño Sur Correlación estratigráfica W-E Anexo 5.1 Mapa en tiempo al tope de la Fm. Une (no incluye nueva sísmica ni reproceso) Anexo 5.2 Mapa en profundidad al tope de la Fm. Une (no incluye nueva sísmica ni reproceso) Anexo 5.3 Mapa en velocidades promedio al tope de la Fm. Une (no incluye nueva sísmica ni reproceso)
24
Anexo 5.4 Mapa en tiempo al tope de la Fm. Mirador (no incluye nueva sísmica ni reproceso)
Lista de anexos Anexo 3.1 Mapa de zonas preservación (áreas de biodegradación y recargada de crudos)
Anexo 5.5 Mapa en Mapa en profundidad al tope de la Fm. Mirador (no incluye nueva sísmica ni reproceso) Anexo 5.6 Mapa de velocidades promedio al tope de la Fm. Mirador (no incluye nueva sísmica ni reproceso) Anexo 5.7 Mapa en tiempo al tope de la unidad Carbonera basal (no incluye nueva sísmica ni reproceso) Anexo 5.8 Mapa en profundidad al tope de la unidad Carbonera basal (no incluye nueva sísmica ni reproceso) Anexo 5.9 Mapa en Velocidades promedio al tope de la unidad Carbonera basal (no incluye nueva sísmica ni reproceso) Anexo 5.10 Mapa en tiempo al tope del paleozoico (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.11 Mapa en profundidad al tope del paleozoico (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.12 Mapa de velocidades promedio al tope del paleozoico (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.13 Mapa en tiempo al tope de la Fm. Une (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.14 Mapa en profundidad al tope de la Fm Une (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.15 Mapa de velocidades promedio al tope de la FM. Une (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.16 Mapa en tiempo a al tope de la Fm. Mirador (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.17 Mapa en profundidad al tope de la Fm. Mirador (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.18 Mapa de velocidades promedio al tope de la Fm. Mirador (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.19 Mapa en tiempo al tope de la unidad carbonera basal (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.20 Mapa en profundidad al tope de la unidad. Carbonera basal (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 5.21 Mapa de velocidades promedio al tope de la unidad Carbonera basal (incluye nueva sísmica y reprocesada) Anexo 522 Líneas interpretadas del Programa CS-05 y algunas líneas reprocesadas. • Apoyo a la evaluación de oportunidades exploratorias Bloque Caño Sur Fase I – Informe Final • Apoyo a la evaluación de oportunidades exploratorias Bloque Caño Sur Fase I –Anexos I • Apoyo a la evaluación de oportunidades exploratorias Bloque Caño Sur Fase I –Anexos
Región Sur, Cuenca Llanos. Anexo 3.2 Mapa de distribución de familias de crudos Región Sur, Cuenca Llanos. Anexo 3.3 Base de datos de crudos (medio magnético) Anexo 5.1 Mapa de caracterización geoquímica (%COT y % RO) de la roca madre del Paleozoico, para el Bloque Caño Sur. Anexo 5.2 Mapa de caracterización geoquímica (%COT y %RO) de la roca madre del Cretáceo para el Bloque Caño Sur. Anexo 5.3 Distribución areal del gradiente geotérmico actual en el Bloque Caño Sur. Anexo 5.4 Modelamiento de pozos Bloque Caño Sur. Anexo 6.1 Mapa de espesor para las cuarzoareniscas Post Albiano para el Bloque Caño Sur. Anexo 6.2 Mapa del porosidad efectiva para las cuarzoareniscas Post Albiano para el Bloque Caño Sur. Anexo 6.3 Mapa de permeabilidad para las cuarzo areniscas Post Albiano para el Bloque Caño Sur. Anexo 6.4 Mapa de espesor neto para las cuarzoareniscas basales del Eoceno superior para el Bloque Caño Sur. Anexo 6.5 Mapa de porosidad para las cuarzoareniscas eoceno superior para el Bloque Caño Sur. Anexo 6.6 Mapa de permeabilidad para las cuarzoareniscas Eoceno Superior para el Bloque Caño Sur. Anexo 6.7 Mapa de espesor de arenas netas para las cuarzoareniscas basales del oligoceno para el Bloque Caño Sur. Anexo 6.8 Mapa de porosidad para las cuarzoareniscas basales del Oligoceno para el Bloque Caño Sur. Anexo 6.9 Mapa de permeabilidad para las cuarzoareniscas basales del oligoceno para Bloque Caño Sur. Anexo 6.10 Zona de mejor reservorio para las cuarzoareniscas Eoceno Superior para Bloque Caño Sur. Anexo 6.11 Zona de mejor reservorio para las cuarzoareniscas basales Oligoceno para Bloque Caño Sur. Anexo 7.1 Base de datos de presiones. Anexo 7.2 Base de datos de salinidades. Anexo 7.3 Base de datos de cabezas hidráulicas. Anexo 7.4 Base de datos de salinidades por unidades estratigráficas. Anexo 7.5 Mapa de cabezas hidráulicas para la unidad cuarzoareniscas Post Albiano. Anexo 7.6 Mapa de cabezas hidráulicas para la unidad cuarzoareniscas basales Eoceno Superior. Anexo 7.7 Mapa de cabezas hidráulicas para la unidad cuarzoareniscas Oligoceno a Mioceno.
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Anexo 7.8 Mapa de salinidades para unidad cuarzoareniscas Post Albiano. Anexo 7.9 Mapa de salinidades para la unidad cuarzoareniscas basales Eoceno Superior. Anexo 7.10 Mapa de salinidades para la unidad cuarzoareniscas Oligoceno a Mioceno. Anexo 7.11 Mapa de áreas favorables para el entrampamiento hidrodinámico de hidrocarburos. Anexo 8.1 Posibles rutas de migración de HC para los reservorios de las cuarzoareniscas basales Eoceno Superior para el Bloque Caño Sur. Anexo 8.2 Posibles rutas de migración de HC para los reservorios de las cuarzoareniscas basales Oligoceno. Anexo 8.3 Mapa de zonas de preservación de crudos para las cuarzoareniscas basales del Eoceno Superior en la zona este del Bloque Caño Sur. Anexo 8.4 Mapa de zonas de preservación de crudos para las cuarzoareniscas basales del Oligoceno en la zona este del Bloque Caño Sur. • Evaluación post-perforación pozos exploratorios Bloque Caño Sur. PDA (Post Drill Análisis). • Informe ejecutivo técnico anual 2005. • Informe ejecutivo técnico anual 2005, información complementaria. • Informe del PMA de la sísmica Caño Sur_2D, elaborado por HS &E 2005 Copia Dura y Digital en formato PDF, mapas anexos en formato .dwg y físico. Lista de anexos Anexo 1. Mapa de antecedentes. Anexo 2. Mapa de localización. Anexo 3. Mapa geológico. Anexo 4. Mapa geomorfológico. Anexo 5. Mapa de suelos y unidades de paisaje. Anexo 6. Mapa hidrogeológico. Anexo 7. Mapa de cobertura vegetal y usos del suelo. Anexo 8. Mapa socioeconómico. Anexo 9. Mapa de zonificación ambiental del área de interés. • Informe ejecutivo semestral 2006 I semestre • Informe ejecutivo semestral 2006 II semestre. • Informe ejecutivo técnico anual 2006. • Actualización e integración del mapa geológico del área denominado “cartografía geológica a lo largo de las líneas sísmicas e integración realizada en el Bloque Caño Sur, Grant Geophysical 8 de junio de 2007. Lista de anexos 1. Mapa de estaciones 2. Imagen de satélite.
3. 4.
Mapa estructural Cartografía geológica.
• Backup del proyecto en software de interpretación Landmark Cinta 8 mm. • Informe ejecutivo semestral 2007 I semestre. • Procesamiento convencional y especializado de 420 km. de sísmica 2D desprograma sísmico Caño Sur 2005, Wester Geco 26 abril de 2007. • Reprocesamiento convencional y especializado de 2.704 km. de sísmica 2D existen en del Bloque Caño Sur, Western Geco 26 de abril de 2007. • 30 líneas digitales y en papel con interpretación de pozos.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
LÍNEA SÍSMICA AR-81-01 CS-05-01 CS-05-02 CS-05-03 CS-05-04 CS-05-05 CS-05-06 GRA-87-01 GRA-87-02 GRA-87-08 GRA-87-10 GRA-87-15 GRA-88-14 GRB-87-02 M-81-01 M-88-1460 M-88-1550 M-88-1658 M-88-1885 MC-90-60 MC-91-102 MC-91-105 MC-91-110=RA-92-108 Q-85-1350 Q-85-650 Q-88-470 RA-92-102 RA-92-105 RA-92-114 RM-91-60
Contrato de exploración y explotación perforación Caño Sur Segunda Fase • Folleto geológico y geofísico prospecto Hadas 1 Anexos Anexo 1. Mapa de localización del prospecto.
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Anexo 2. Correlación estratigráfica en el área del prospecto pozos (pozos SA-14, prospecto Hadas-1, Las Brujas y Puerto Rico-1).
• CS-06-09 • CS-06-10
Anexo 3. Líneas sísmicas MC-919119_RA-98-108 en la cual se muestra el cierre estratigráfico en dirección EW. Anexo 4. Línea sísmica CN-05-04 en la cual se muestra la configuración de la trampa en dirección NW-SE. Anexo 5. Mapa isócrono TWT sal tope de la unidad de areniscas basales de la Formación Carbonera. Anexo 6. Mapa en profundidad al tope de la unidad de areniscas basales de la formación carbonera. Estudio de impacto ambiental área perforación exploratoria Hadas-1 septiembre 2007 por auditoria ambiental para ECOPETROL S.A.
• CS-06-11 • CS-06-12 • CS-06-13 • CS-06-14 • CS-06-15 • CS-06-16 • CS-06-17 • CS-06-18 • CS-06-19 • CS-06-20 • CS-06-21 • CS-06-22 • CS-06-24 • CS-06-25
Fólder 1 texto EIA • CD con estudio de EIA Fólder Anexos EIA • Mapa de localización general Hadas esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa geológico influencia indirecta esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa geológico influencia directa esc 1:10.000 julio 2007 1-2 y 2-2 (2 mapas) • Mapa de pendientes esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa geomorfológico esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa uso actual de suelos esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa hidrológico esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa hidrogeología influencia indirecta esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa estabilidad geotécnica esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa de clima esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa de isófonas esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa de cobertura vegetal esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa de cobertura vegetal influencia indirecta esc 1:10.000 julio 2007 1-2 y 2-2, 1-2 y 2,2. (4 mapas) • Mapas sitios de monitoreo esc 1:25.000 julio 2007 Fólder informe complementario (46 páginas) • Mapa de localización general Hadas esc 1:25.000 julio 2007 • Mapa calidad del aire esc 1:25.000 julio 2007 • CD informe complementario Programa sísmico Caño Sur 2006 (de 240 km) apilado preliminar 17 líneas en papel datum 200, velocidad de reemplazamiento 2.000 m/s. • CS-06-08
Contrato de exploración y explotación perforación Caño Sur Proyecto Desarrollo de Crudos Pesados - Información técnica 1. Información de pruebas de producción existentes en las bases de datos de la VicepreVicepre sidencia de Exploración de los pozos de Caño Sur devueltos a la ANH, formato digital. Pozos: Canaguaro-1, Garibay-1, Las Brujas-1, Manacacias-1, Puerto Rico-1 y San Juan-1. 2. Mapa geológico escala 1:500.000 de los Llanos Orientales, formato digital y en papel. 3. Mapa con la ubicación de los manaderos reportados dentro del Bloque Caño Sur, formato digital y en papel. 4. Igualmente me permito informarle que dentro del Bloque Caño Sur a la fecha no existe ninguna infraestructura de producción, almacenamiento o transporte de hidrocarburos. 5. Presentaciones realizadas el viernes 23 de noviembre al grupo DCP de la ANH, formato digital, correspondientes a la Fase I del Contrato Caño Sur: • Aspectos contractuales • Adquisición programa sísmico Caño Sur 2005 • Procesamiento e interpretación programa sísmico Caño Sur 2005 • Reprocesamiento e interpretación de 88 km de sísmica regional regional • Reprocesamiento sísmico especializado en áreas específicas • Actualización e integración de un mapa geológico del área. • Análisis post-morten de 20 pozos que cuenten con información • Evaluación geoquímica de crudos y definición del sistema petrolífero • Caracterización de play con potencial exploratorio. • Evaluación de nuevas tecnologías en la valoración de reservas, manejo y transporte de crudos pesados.
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Infraestructura Civil
Es una región de llanuras irrigadas por grandes ríos como el Arauca, Meta, el Vichada y el Inírida, afluentes del Orinoco y otros ríos afluentes de los anteriores como el río Casanare,
Dentro de la estructura creada para organizar y clasificar la información que se tiene de la cuenca de Llanos Orientales dentro del proyecto, se encuentra un criterio Infraestructura, encontrando un total de 16 Mapas en formato *.pdf y 2 reportes técnicos y documentos en formato *.pdf, como se muestra en la Tabla 4.13 Infraestructura Civil en la Base de Datos.
Los mapas finalmente mostrados son el producto del análisis y edición de la información obtenida dentro de la primera fase del proyecto suministrada por las diferentes entidades.
Tabla 4.13 Infraestructura Civil en la Base de Datos.
Infraestructura Petrolera La información de Infraestructura petrolera contenida en la base de datos está clasificada dentro de Mapas y Reportes técnicos y Documentos como lo muestra la Tabla 4.14. Infraestructura Petrolera en la Base de datos.
Se encuentran un total de cuatro mapas, nueve reportes técnicos y documentos, documentos, y una presentación en la que se ilustra el tendido de Oleoductos, Gasoducto, Poliductos presentes en el país, las principales redes de oleoductos con diámetros y capacidades, las estaciones de bombeo y recolección; al igual que la información de Infraestructura petrolera presente en la cuenca de los Llanos Orientales como lo son las líneas de transporte, los campos productores y las estaciones.
Información Topográfica Para la Cuenca de los Llanos Orientales, existen mapas topográficos escalas 1:500.00, y 1:100.000, Figura 5.2. El Área Especial, desde el punto de vista de hidrocarburos, cubre la parte central y sur oriente de la Cuenca petrolífera de Los Llanos Orientales, entre el Piedemonte oriental de la Cordillera Oriental, la serranía de la Macarena al sur occidente y el escudo Guayanés al este.
Tabla 4.14 Infraestructura Petrolera en la Base de datos
Cusiana, Cravo Sur, Humea, Ariari, Upia, Guacavía, Cravo Sur y otros ríos afluentes del Amazonas. La parte septentrional, caracterizada por un relieve plano a ondulado de tipo sabana y situada entre la cordillera Oriental de los Andes y el Escudo Guyanés, cuya plataforma concon tinental se halla recubierta de gravas, arcillas y arenas de origen continental acumuladas durante el Terciario, suprayacidas, en el Piedemonte y en las vegas aluviales de los grandes ríos, por sedimentos Cuaternarios y recientes provenientes de los Andes. La parte central de la cuenca llanera, tiene una topografía más ondulada y formaciones como el Alto del Vaupés o el gran bloque levantado de la Serranía de la Macarena que se abre hacia el oriente sobre el Escudo Guyanés. Hacia el sur y en parte más meridional, está limitada por las cuencas de Yarí Caguán, caracterizadas por un relieve más plano, cubierto por una densa capa de selva. La parte central está más relacionada con el Escudo Guyanés. Éste aflora por el extremo oriental del territorio del Vichada y del Guainía con la Formación Roraima y de manera fragmentaria por montes e islas en toda la extensión de la Orinoquía y de la Amazonía. La Serranía de la Macarena que se levanta en medio de la llanura y muy cerca a la Cordillera Oriental y en la parte sur oriental del Área Especial, es el afloramiento más occidental del Escudo y por consiguiente una de las formaciones más antiguas del país (Gossen, 1971). De otro lado, la cubierta sedimentaria de gran espesor que se encuentra cerca a la CorCor dillera Oriental, se hace más delgada hacia el oriente donde aflora el basamento granítico del escudo. Este se extiende hacia el occidente como una cuña (Saliente del Vaupés) en parte recubierta por sedimentos Paleozoicos en forma de mesas y el cual a su vez separa la cuenca de la Orinoquía con la Amazonía. Al norte y sur de la Saliente del Vaupés, la topografía de mesas cambia a colinas y llanuras disectadas que corresponden a formaciones Terciarias continentales de arcillas y areniscas, con cubiertas espesas de lateritas o bien de las caolinitas que las subyacen.
Listado de Informes La base de datos de Desarrollo de Crudos Pesados Contiene un registro aproximado de 4929 informes técnicos y documentos, que comprenden principalmente estudios regionales, estudios de evaluación del potencial petrolífero, evaluaciones de los reservorios, estudios geoquímicos tanto de rocas como de aceites, de sistemas petrolíferos, estudios bioestratigráficos y palinológicos, evaluación estructural, estudios petrofísicos, estratigráficos, historias de perforación con información de pruebas, completamientos y producción; y facilidades de de pozos y campos, información de infraestructura, topografía y evaluaciones ambientales, parques naturales y reservas indígenas, sísmica, geofísica en general, gravimétrica y magnetométrica.
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Geología y geofísica Descripción del área
La Cuenca de los Llanos ocupa una parte importante de la Orinoquía Colombiana. La mayor parte del Área Especial de la ANH se encuentra localizada dentro de esta Cuenca, como se muestra en la Figura 5.1, con un área aproximada de 154.000 Km2. CUPIAGUA GUADUERO
LA FLORA MORICHAL
CUSIANA
VILLETA
TOCANCIPÁ
ALBÁN
EL PORVENIR MONTERREY
MANSILLA VISTA HERMOSA
YOPAL
MIRAFLORES
EL DORADO PUENTE ARANDA
JORDÁN CUSIANA
SARDINAS GUARILAQUE
SANTIAGO
BOGOTÁ D.C. VILLAVICENCIO
APIAY
APIAY
VALDIVIA ALMAGRO
CHICHIMENE
RUBIALES
CASTILLA
SAN JOSÉ DEL GUAVIARE
Combusteoloducto Oleoducto Poliducto Propanoducto Gasoducto Planeado En construcción
Campo
Ciudad principal
Estación de bombeo
Campo Off Shore Refinería Puerto
Cuenca Llanos orientales
Figura 5.1 Mapa localización Área Especial ANH con un área de 154.000 Km2
En la región, desde el siglo XIX se consolidaron formas distintas de poblamiento en el Piedemonte Llanero de Arauca, Casanare y Meta, en las colonizaciones del Ariari, el Sarare y Guaviare, la Sierra de la Macarena, así como en Guainía, Vaupés y Vichada. Entre las actividades de la población se cuentan la agricultura, la ganadería tecnificada y ecoturismo. De otro lado, la exploración y explotación petrolífera se han incrementado en los últimos años.
Secuencia estratigráfica La secuencia estratigráfica sedimentaria de los Llanos Orientales contiene rocas con edades desde el Paleozoico Inferior hasta el Reciente, dominantemente silicoclásticas que descansan sobre rocas del escudo de la Guayana. Alcanza su mayor espesor – 15,000 a 20,000 pies – en el borde occidental de la cuenca, cerca al frente Piedemonte plegado y deformado de la Cordillera Oriental, figura 5.2. Los sedimentos que han probado contener hidrocarburos de importancia económica hasta el presente han sido aquellos de edad Cretácica y Terciaria. Estos forman cuñas, separadas por superficies de erosión, aumentan de espesor hacia el occidente y se depositaron sobre superficies peneplanizadas del Paleozoico o directamente sobre el basamento ígneo metamórfico.
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Correlaciones Sección estratigráfica NW-SE, Área Llanos Sur Comprende los pozos Vanguardia 1, Guacavía 1, Guatiquía 1, Luna Roja 1, Camoa 1, y SA-14 de Noroeste a Sureste en la parte sur de la cuenca, esta correlación tiene una longitud aproximada de 138 km. Se observa el adelgazamiento de la secuencia hacia el Este de la cuenca y acuñamiento de las formaciones y unidades inferiores, Figura 5.3. Sección estratigráfica NW-SE, Área Llanos Centro Comprende los pozos Morichal 1, La Gloria 1, La Punta 1, Morichito 1, Rancho Quemado 1, Piriri 1, Rubiales 10C y ST-GU-198, de Noroeste a Sureste en la parte central de la cuenca, esta correlación tiene una longitud aproximada de 244 km. Se observa el adelgazamiento de la secuencia hacia el Este de la cuenca y acuñamiento de las formaciones y unidades inferiores, Figura 5.4. Sección estratigráfica NW-SE, Área Llanos Norte Comprende los pozos Santa Maria 1, Camungo 1, Jagüeyes 1, Dorotea 1, El Miedo 1 y ST-CN-6, de Noroeste a Sureste en la parte norte de la cuenca, esta correlación tiene una longitud aproximada de 235 km. Se observa el adelgazamiento de la secuencia hacia el Este de la cuenca y acuñamiento de las formaciones y unidades inferiores, Figura 5.5. Basamento Dataciones radiométricas indican que el basamento ígneo-metamórfico de los Llanos Orientales es Precámbrico – edad ~1,500 millones de años en Mitú, ~1,400 millones en Puerto Carreño y ~1,205 millones en Mapiripán (Dueñas, 2001). Suprayaciendo las rocas ígneas y metamórficas de alto grado se encuentran esquistos, filitas y pizarras correlacionables con el grupo Quetame. El Basamento aflora bordeando el extremo oriental y sur de la cuenca de los Llanos, a lo largo de los ríos Orinoco, Guaviare y la Serranía de La Macarena. Igualmente, se encuentra en los macizos de Garzón, Quetame y Santander en la Cordillera Oriental.
0
15
30 km
Figura 5.3. Sección Estratigráfica NW-SE, Área Llanos Sur (Anexo 5.2.1) (ESCALA VERTICAL EN PIES)
Figura 5.2 Columna estratigráfica generalizada Cuenca Llanos (Mod. ECP)
0
30
60 km
Figura 5.4. Sección Estratigráfica NW-SE, Área Llanos Centro (Anexo 5.2.2) (ESCALA VERTICAL EN PIES)
Secuencias sedimentarias Inconformemente sobre el basamento Precámbrico, hay siete megasecuencias. Dos corresponden al Paleozoico – Inferior y Superior –, una al Triásico/Jurásico, /Cretáceo Inferior,
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Figura 5.5. Sección Estratigráfica NW-SE, Área Llanos Norte (Anexo 5.2.3) (ESCALA VERTICAL EN PIES)
y cuatro más represetan los sedimentos comprendidos desde el Cretáceo Superior
ca. Sobre la mayoría de los Llanos la base de la formación es Cenomaniana haciéndose más antigua (Albiano) hacia el oeste, en el frente de montaña (pozo Medina 1, ECP 1995).
hasta el Pleistoceno.
El espesor promedio es de unos 100 metros (330 pies) y las secciones más gruesas eses tán en las áreas de Arauca y Meta donde tiene hasta 360 metros (1180 pies). El ambiente de sedimentación es marino somero a estuarino, aunque hacia el este la base de la formación puede contener depósitos fluviales (valles anastomosados).
Secuencias paleozoicas Las rocas del Paleozoico conforman dos secuencias sedimentarias ambas limitadas por inconformidades al tope y a la base. La inferior corresponde a sedimentos marinos Cambro-Ordovícicos y la superior a 0 30 60 km sedimentos marinos depositados desde el Devoniano hasta Carbonífero. No se han encontrado acumulaciones económicas en sedimentos Precretáceos, aunque algunos pozos han tenido indicaciones menores de hidrocarburos (gaspetróleo, y asfalto). La calidad pobre de los posibles sedimentos almacenadores del Paleozoico y la poca preservación de hidrocarburos durante los extensos periodos de erosión precretácea, son factores de alto riesgo. Megasecuencia del Triásico / Jurásico Durante el Triásico-Jurásico se desarrolló en Colombia y Venezuela una serie de grabens o “rifts” como consecuencia de esfuerzos extensivos y de desgarre generados por la separación de Norteamérica y Suramérica – o apertura del Mar Caribe. (Jaillard et al., 1990 y Maze, 1980, en Cooper, et al. 1995, Pág. 1422). Los sedimentos de esta unidad son areniscas fluviales, conglomerados, localmente sedisedi mentos piroclásticos, limolitas y lodolitas de colores rojos, pardos y púrpura. En algunos de los grabens localizados en la Cordillera Oriental se presentan sedimentos marinos (Cooper, et al. 1995). Esta megasecuencia no presenta características exploratorias atractivas. Sin embargo, el conocimiento que se tiene de la misma en algunas zonas– Llanos Norte – es muy escaso para descartar esfuerzos exploratorios adicionales. Megasecuencias del Cretáceo y Terciario Los equipos de exploración de BP y ECP compilaron y analizaron el conocimiento tectonoestratigráfico existente de las cuencas cretácicas y lo integraron con los datos sísmicos, de pozos e investigaciones de campo. Generaron y divulgaron modelos estratigráficos y de secuencias sedimentarias, los cuales ajustan bien a los conceptos de otros autores y las observaciones de este estudio. Formación Une Está compuesta de areniscas cuarzosas intercaladas con limolitas carbonáceas. Localmente hay capas delgadas de shales que aumentan hacia la parte más profunda de la cuen-
Formación Gachetá Litológicamente es una intercalación de lodolitas grises oscuras, grises y negras con areniscas glauconíticas delgadas y localmente con calizas. Los shales son ricos en materia orgánica, ocasionalmente calcáreos y fosfáticos. Localmente hay cherts y lodolitas silícicas. El contenido de arenisca se incrementa hacia el este y el norte. Tiene un espesor promedio de unos 90 metros (aproximadamente 300 pies) hasta un máximo por encima de 180 metros (aprox. 600 pies). Formación Guadalupe Compuesta por areniscas masivas con capas que se engrosan hacia el tope. Tamaño de grano conglomerático a arena fina. Intercalaciones delgadas – principalmente en la base de la formación – con lodolitas grises a grises oscuras, lodolitas y limolitas silíceas pardo claro. Las areniscas dominan en la parte norte y oeste de la cuenca de los Llanos (ICP, 2000). El intervalo de edad de la formación varía ligeramente dependiendo de la localización del pozo o afloramiento de control, pero en el área de los Llanos se extiende desde el Santoniano hasta el Campaniano. En la zona de Arauca se preservan también sedimentos Maastrichtianos (ICP). Megasecuencia Preandina Temprana del Paleoceno - Eoceno Superior en la parte occidental de los Llanos Orientales Con la acreción de la Cordillera Occidental, se levanta la Cordillera Central y se forma una cuenca antepaís entre esta última y el borde del Macizo de Guayana. En los Llanos, esta megasecuencia está preservada en la parte occidental y norte (Ca(Ca sanare y Arauca), en la zona más profunda de la cuenca. Consta de las formaciones Barco y Los Cuervos. Los sedimentos incluyen lodolitas, limolitas, arcillolitas, algunas areniscas y lentes de carbón. El depósito en las cuencas localizadas en la Pre-cordillera Oriental y Valles del Magdalena tuvo lugar durante el Maastrichtiano y Paleoceno Temprano. La sedimentación se reinició al borde los Llanos durante el Paleoceno Tardío (después de un periodo de 14 millones de años) en respuesta a una transgresión que extendió la cuenca de antepaís a través de la cuenca de los Llanos. Las formaciones Barco y Los Cuervos se depositaron más al este que la formación Guaduas probablemente debido a la combinación de la trasgresión y carga sobre la cuenca de antepaís, causados, a su vez, por deformación en las Cordilleras Central y Occidental (Cooper, et al, op cit).
31
Megasecuencia Pre-andina Tardía Las formaciones Mirador, Carbonera y León integran esta megasecuencia. El límite basal es
de montaña. Los mayores espesores están en el área del Meta (hasta 2,700 metros o 9,000 pies). El espesor total de arena más arcilla muestran que el engrosamiento de los sedimensedimen
la inconformidad del Pre-Eoceno Tardío. El límite superior es el tope del León – zona de máxima trasgresión marina – donde generalmente se presenta un cambio de lodolitas grises verdosas. Cada unidad, progresivamente traslapa la superficie de la inconformidad pre-Terciaria hacia el este. Las terminaciones de las unidades más antiguas ocurren antes que las de las más jóvenes. La separación promedio entre los límites es de 25 a 50 kilómetros aproximadamente. Es decir, primero termina la formación Mirador, luego, más hacia el este termina el C7, a continuación el C5 y por último el C3. Consecuentemente, la unidad que reposa directamente sobre la superficie de la inconincon formidad es cada vez más joven hacia el este. No hay suficiente control para mapear las terminaciones de las unidades superiores C2 y C1.
tos hacia el occidente no es uniforme. Formación León La Formación León está compuesta por arcillolitas y lodositas con delgadas intercalaintercala ciones de areniscas las cuales se hacen más frecuentes hacia el tope de la unidad y hacia el occidente del área, cerca a la Cordillera Oriental. El ambiente de depósito corresponde a lagos, lagunas costeras, bahías o estuarios (ICP, 2000, Pág. 133). (Tethys, 2003). La unidad tiene un espesor promedio de unos 305 metros (1000 pies), aumentando hacia el occidente donde alcanza más de 600 metros (aprox. 2,000 pies). La formación León es el sello más joven de la Cuenca de los Llanos, aunque hasta a fecha no se ha encontrado ningún campo sellado por esta unidad.
Formación Mirador Con la Formación Mirador, se reinició el depósito en la cuenca después de un periodo de erosión de aproximadamente 15-20 millones de años. El Mirador se sedimentó durante el Eoceno tardío, hace aproximadamente 38 millones de años. Esta formación se extendió hacía el sur y el este de la cuenca de antepaís (“foreland”) y cubrió áreas más extensas – hacia el este – que las que abarcaron las formaciones Barco y Los Cuervos. Litológicamente el Mirador está compuesto por areniscas masivas con intercalaciones menores de lodolitas. Las areniscas son cuarzosas, a veces feldespáticas, localmente con fragmentos de madera, y ocasionalmente glauconíticas. Tienen aspecto fluvial en la mayor parte de la cuenca. En algunos sitios (Caño Limón, Cusiana, Meta) podrían ser deltáicas o rellenos estuarinos con lodolitas bioturbadas y con indicaciones de raíces a la base de la formación. El Mirador ha tenido manifestaciones importantes o es productor de petróleo pesado en los campos de Campo Rico, Guatiquía, Castilla, Entrerios, Chichimene, La Gloria, La Gloria Norte, Santiago, La Libertad, Suria, Pompeya, Tanane, Gaván, Camoa y EsteroPaloblanco.
Megasecuencia Andina Comprende los sedimentos del Mioceno Superior, Plioceno, y Pleistoceno, es decir la formación Guayabo y sus equivalentes Necesidad, Farallones - Caja. Comenzó a desarrollarse hace unos 10 millones de años, pero tuvo su momento culminante hace 2-3 millones de años cuando la Cordillera Oriental se levantó y separó las cuenca del Valle del Magdalena de la de los Llanos
Figura 5.6 Mapa geológico con el polígono del Área Especial de la ANH (Ingeominas).
Formación Carbonera La Formación Carbonera contiene cuatro ciclos. Cada uno comienza con una lodolita y termina con una alternancia de areniscas y lodolitas. Las lodolitas son las unidades pares – C8, C6, C4 y C2 –, mientras que los niveles arenosos son las impares – C7, C5, C3 y C1, los cuales se caracterizan por ser reservorios principalmente en la parte central y oriental de la cuenca de Los Llanos. A través de toda el Carbonera, el contenido de arena aumenta hacia el este, donde las unidades arcillosas disminuyen o pierden su carácter arcilloso El carácter continental de los sedimentos también es más marcado de occidente a oriente. El Carbonera tiene un espesor promedio de 762 metros (2,500 pies), con un rango de unos 61 metros (200 pies) en el este, hasta unos 1,220 metros (4,000 pies) cerca al frente
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Mapa geológico cuenca Llanos (Ecopetrol) Ecopetrol dispone de un mapa regional geológico de superficie para toda la cuenca LlaLla nos, en el cual se observa que la mayor parte de la cuenca está cubierta por depósitos cuacua ternarios, solo la parte sur y sur este muestra afloramientos de rocas terciarias, figura 5.7. Mapa geológico del Bloque Caño Sur (ECOPETROL) Para este bloque se hizo la revisión y levantamiento de la cartografía geológica con énfasis en el control estructural y estratigráfico sobre secuencias de edad reciente, en corredocorredo res de aproximadamente un kilómetro de ancho a lo largo de las líneas sísmicas diseñadas para el proyecto sísmico Caño Sur 2D-2006, Departamento del Meta. En total se realizó el control de 16 de las 17 líneas que componen el proyecto sísmico. Adicional al levantamiento cartográfico sobre las líneas, se llevaron a cabo controles específicos en puntos de interés en distintos sectores del Bloque Caño Sur. El objetivo general del proyecto es la realización de un mapa a escala 1:250.000 del bloque en el cual se integró la interpretación de sensores remotos (fotografías aéreas, imágenes de satélite y de radar) con los resultados obtenidos en la fase de campo y cartografías existentes. De igual manera, se hizo un mapa a escala 1:100.000 sobre los corredores de las líneas sísmicas (Figura 5.8) Debido a la configuración geológica del bloque, el estudio se concentró en las secuencias Terciaria y Cuaternaria, las cuales comprenden más del 90% del área del Bloque Caño Sur. Depósitos pre-Terciarios afloran únicamente en el sector oriental y están representados por rocas Jurásicas y Cretácicas de la serranía de La Macarena (Figura 5.8). Igualmente contiene aspectos tectónicos estructurales regionales para correlacionarlos con información del subsuelo.
Modelo estructural
Figura 5.7 Mapa geológico cuenca Llanos (ECOPETROL) (Anexo 5.3.1)
Geología de superficie Durante el proceso de consecución de información, se obtuvieron mapas geológicos escalas 1; 1.000. 000 y 1; 500.000 de Ingeominas y mapas geológicos de la cuenca Llanos y del bloque Caño Sur de Ecopetrol a escalas 1; 250.000 y 1: 100.000 . Mapa geológico de Ingeominas El mapa de Ingeominas es de carácter fotogeomorfológico, elaborado con base a imágenes de satélite y fotografías aéreas, sin ningún control de campo, Figura 5.6. En este mapa se observa que el área del proyecto está cubierta por depósitos de terrazas aluviales y llanuras aluviales del Cuaternario - Pleistoceno hacia el norte y por depósitos compuestos por conglomerados y arenitas poco consolidadas con matriz ferruginosa y arcillosa del Mioceno Superior. La parte más sur occidental del área involucra una porción pequeña de rocas cretácicas de Piedemonte oriental de la Cordillera Oriental.
De acuerdo con el marco tectónico de la cuenca Llanos Orientales, su configuración estructuestructu ral está dada por los diversos episodios tectónicos desde el Paleozoico hasta el Reciente. El tope del Paleozoico es una discordancia que representa un hiato de 200 millones de años y es una superficie regular con pendiente hacia el noroeste y subparalela a la estratificación subyacente (Figuras 5.9 y 5.10). En las áreas de Alto Melón-Vorágine, Upía y Castilla-Apiay el Paleozoico tiene un relieve pronunciado debido a una mayor deformación estructural (Figura 5.11 y 5.12). Sobre la discordancia continuó el relleno sedimentario desde el Cenomaniano hasta el Mioceno medio, con un hiato en el área de crudos pesados de cerca de 30 millones de años entre la Formación Guadalupe y la Formación Mirador. Los elementos tectónicos de mayor envergadura relacionados con la cuenca son los sissis temas de fallas del Piedemonte llanero que siendo originalmente estructuras extensionales sufrieron inversión durante la fase principal de deformación que comenzó en el Mioceno medio con el levantamiento de la cordillera Oriental (Cooper, M.A. et al, 1995). En la información sísmica no se identifica ningún cambio irregular en la geometría de las Formaciones Une hasta León que pueda indicar algún control por deformación tectónica a excepción del basculamiento paulatino de la cuenca hacia el noroeste donde se localiza su
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eje, revelado por el adelgazamiento regular de todas las unidades estratigráficas hacia el borde sureste de la cuenca y sus acuñamientos contra la superficie de discordancia, ya sea sobre rocas del Paleozoico o sobre rocas del Basamento.
Sistemas petrolíferos Las acumulaciones de crudo convencional y pesado en la cuenca de los Llanos Orientales indican la presencia de sistemas petrolíferos activos y soportan sus elementos y procesos, Figura 5.13 Los sistemas petrolíferos Gachetá-Cretáceo-Terciario, han contribuido con más del 98% de las reservas totales de crudo de 2.8BB BO (billones de barriles de aceite) producidos e involucra a la formación Gachetá del Cretaceo Superior, equivalente a formación La Luna en la cuenca del Valle Medio, como roca generadora principal, y lutitas contenidas en forfor maciones terciarias del Eoceno-Oligoceno, como la roca generadora secundaria. Las rocas reservorio son básicamente silicicoclásticas, tanto cretácicas como terciarias. Se han probado los siguientes sistemas petroleros en el área de la cuenca de los Llanos Orientales: • Sistema petrolífero Gachetá-Une-Guadalupe. • Sistema petrolífero Gachetá-Mirador. • Sistema petrolífero Gachetá-Carbonera. Roca generadora principal Formación Gachetá Lutitas contenidas en la documentada Formación Gachetá del Cretácico Superior, es considerada como la roca generadora principal Figura 5.13, fue depositada bajo condiciones anóxicas durante una trasgresión marina sobre una amplia plataforma abierta durante el Cretácico tardío; en su mayoría contiene calizas de grano fino intercaladas con margas con una variable aporte de material terrestre, generalmente asociado con un espesor, de un rango promedio de 230 metros y un máximo espesor de 640 metros (Pérez Téllez, 1995). La litología (principalmente shale) en la zona axial y en la porción oriental del prisma generativo está asociada con un excelente Kerógeno tipo II, rico en hidrógeno. El contenido de carbono orgánico (TOC) generalmente varía entre 1.5 y 3.0 WT%, con un promedio de 2.2 WT%; la materia orgánica contenida en la roca generadora es principalmente no estructurada del tipo amorfo con partículas menores de vitrinita. El índice de hidrógeno (HI) de las muestras inmaduras tiene un máximo de 200 mg HC/g TOC, el cual se aumenta con el incremento de la madurez térmica a valores cercanos de 400 mg HC / g T0C, lo que evidencia que estas rocas son generadoras de aceite. Roca generadora secundaria Lutitas ricas en materia orgánica y buen grado de maduración termal contenidas en la formaciones terciarias Los Cuervos, Mirador y Carbonera (C8), localmente y hacia sectores del Piedemonte oriental de la Cordillera Oriental, caracterizadas en áreas de los campos Cusiana-Cupiagua, se consideran como la roca madre secundaria, figuras 5.2 y 5.13.
Roca reservorio Las rocas reservorios presentan un rango desde el Cretáceo Medio hasta el Mioceno tardío asociadas al sistema petrolero de Gachetá–Cretácico-Terciario (!); las unidades de arenas que incluyen las formaciones Une, Gachetá, Guadalupe, Mirador y los miembros C7, C5, C3, C1 de la Formación Carbonera (figuras 5.2 y 5.13) son las rocas reservorios del área. Las principales rocas reservorios que contienen el mayor porcentaje de hidrocarburos pesados en el área de los Llanos son la Formación Une (Cretáceo) y el miembro C7 de la Formación Carbonera (Terciario) con un 57% y 24.5% respectivamente de las reservas de petróleo conocidas. Las Formaciones Mirador, Gachetá y Guadalupe contienen el 11%, el 4% y el 3% respectivamente.
Figura 5.8 Mapa geológico del Bloque Caño Sur (ECOPETROL) (Anexo 5.3.2)
Roca sello Para la totalidad de la Cuenca, la sección de arcillolitas de la Formación León se considera el sello regional para el sistema petrolífero Gachetá, figuras 5.2 y 5.13. En la
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Río Meta V
- 0.0
- 0.5
F. León F. Carbonera Cret
- 1.0
Paleozoico Basamento
- 1.5
- 2.0
25 Km
NW
SE
Fig-6.13 Fragmento de la Sección Sísmica Regional-6.5, entre la región de Caño Gandul y exagerada).
Figura 5.9 Sección entre la región de Caño Gandul y el río Tomo. Se observa el Paleozoico poco el río Tomo. Se observa el Paleozoico poco deformado (Escala vertical deformado (Escala vertical exagerada).
- 0.0
- 0.5
- 1.0
Figura 5.12 Mapa localización secciones regionales. - 1.5
El segundo sello regional lo constituye la secuencia de arcillositas intraformacionales de los miembros C-8 y C-6 de la Formación Carbonera que contiene el 35% del volumen de hidrocarburos pesados almacenados en los yacimientos de las formaciones Mirador y C-7.
- 2.0
NW
SE
Fig-6.14 Fragmento de la Sección Sísmica Regional-6.4. poco deformado Figura 5.10 Porción de la Sección Sísmica Regional. Paleozoico pocoPaleozoico deformado (Escala Vertical exagerada). exagerada).
(Escala vertical
NW
SE Upía-1
- 0.0
Murujuy-1
NW
Zona axial Cordillera Oriental
Piedemonte MEDINA-1
BENGALA
APIAY ESTE-1
13 API
Cenozoico
F. León F. Carbonera Cret
- 1.0 - 1.5
Paleozoico
- 2.0
Basamento
- 2.5
13 API
SE
Guayabo Fm.
- 0.5
León Fm. Carbonera Fm. Mirador Fm. Barco-Los Cuervos fms.
65 Ma
Guadalupe Fm. Gachetá Fm.
Fig-6.15 Fragmento de la Sección Sísmica Regional-6.3. Entre Pozos Upía-1 y Murujuy-1. (Escala vertical exagerada).
Figura 5.11 Fragmento de la Sección Sísmica Regional. Entre Pozos Upía y Murujuy-1. (Escala Vertical exagerada).
Costero (principalmente areniscas) Marino, plataforma (shales, calizas) Terrestre (shales, areniscas, conglomerados) Mixto terrestre - marino
203 Ma
Juras.
sección cretácica, la unidad de shale de la Formación Gachetá es un sello efectivo para el sistema petrolero Gachetá-Une, que incluye el 57% de las reservas de hidrocarburos pesados (395 MMBO P-10). Puesto que la Formación Gachetá es la roca generadora de este hidrocarburo, su litología ejerce una doble función como roca generadora y como roca sello.
Une Fm.
Cretaceo
25 Km
Girón Fm.
Figura 5.13 Sección Estructural y Estratigráfica mostrando los elementos y límites geográficos de los sistemas petrolíferos
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Resumen interpretación sísmica Crudos Pesados 2006 (Proyecto Crudos Pesados 2006, PCP) En PCP 2006 se interpretaron 6140 Km se sísmica de la cual alrededor de 4700 Km de sísmica dentro del área especial de la ANH (Figura 5.14). En la segunda fase de este proyecto se usaron estas interpretaciones para valorar la prospectividad del área, además se interpretaron líneas adicionales que ayudaron a corroborar las oportunidades que se identificaron en el Proyecto Crudos Pesados, 2006.
Resumen interpretación sísmica proyecto Desarrollo Crudos Pesados 2008 En la consecución de este proyecto se interpretaron alrededor de 2200 Km de sísmica, localizadas en la parte oriental de la cuenca. La ubicación de líneas sísmicas interpretadas se muestra en la Figura 5.15 en el cual se identifican el color verde las líneas pertenecientes al programa Llanos 2005 adquirido por la ANH y al programa Caño Sur 2005. Estas líneas además de las identificadas en color Azul son las que se escogieron para interpretación.
Metodología de interpretación sísmica Se tomó como punto de partida la interpretación de PCP 2006, enfocando las áreas prospectivas que se encuentran dentro de Área Especial de la ANH, a partir de la interpretación se identificaron diferentes provincias estructurales las cuales se caracterizan por tener un tipo de play asociado, y son el objetivo principal para evaluar el potencial de hidrocarburos (para más detalle ver PCP 2006). La cantidad de información permite hacer un análisis de la cuenca a escala regional. La selección de las líneas sísmicas si hizo con base en la distribución de las líneas existentes en el proyecto, y la adición de líneas nuevas tales como el programa Llanos-05 tomado por la ANH y el programa Caño Sur-05 (Figura 5.16). Se trató de cubrir homogéneamente el área de estudio, para delimitar mejor las áreas prospectivas determinadas en el proyecto PCP 2006. El procedimiento seguido para la interpretación fue el siguiente: • Iniciación de la interpretación a partir de datos de campos petrolíferos, tales como Almagro-Valdivia, Castilla, Rubiales, Entrerios y Santiago. • Delimitación de las secuencias sísmicas con base en datos de pozos y en las características de las facies sísmicas.
Figura 5.14 Mapa de cubrimiento sísmico líneas interpretadas. Líneas aguamarina fueron cargadas e interpretadas para PCP 2006; líneas rosadas son el cubrimiento del área especial; líneas verdes suministradas por la ANH dentro del área especial.
Figura 5.15. Mapa de cubrimiento de la interpretación correspondiente a los dos proyectos PCP 2006 y Desarrollo de Crudos Pesados 2008. En color fucsia la líneas interpretadas en PCP 2006 y la líneas en color verde y azul la interpretadas en este proyecto.
• Selección de horizontes para interpretar de acuerdo con los límites de secuencias. • Se utilizaron 38 sismogramas sintéticos elaborados en PCP 2006 para amarrar la sísmica con la información de los pozos. • Elaboración de secciones regionales para establecer comportamientos estructurales y características estratigráficas de la cuenca. • Los horizontes interpretados se correlacionaron a través de toda la cuenca para establecer una nomenclatura única, tomando la de uso más común para caracterizarla en toda la malla sísmica seleccionada y calibrada en todos los pozos. • Elaboración de mapas estructurales en tiempo. • Análisis estructural. Definición de provincias estructurales y sistemas de fallas. Se interpretaron 10 horizontes, de los cuales se seleccionaron nueve de ellos para la elaboración de mapas estructurales en tiempo y en profundidad. El tope de Basamento no fue mapeado. Como Anexos del presente informe se encuentran las 60 líneas que tienen una longitud aproximada de 2200 Kilómetros de perfil sísmico interpretado en escala vertical 20 centímetros/segundo y horizontal 1:50,000; codificadas desde LÍNEA 5.7.1 hasta LÍNEA 5.7.60 (las cuales se encuentran dentro de la base de datos, como anexos del informe). Los horizontes seleccionados para interpretación son los siguientes:
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Tope Formación León Formacion Carbonera
Tope Unidad C1 Tope Unidad C3 Tope Unidad C5 Tope Unidad C7
Tope Formación Mirador Tope Formación Guadalupe Tope Formación Une
Mapas generados Se generaron los mapas de distribución sísmica (Anexo 8.3.1), gravimétrica, magnetométrica (Figura 4.3) y de pozos (Anexo 4.3.1) para referenciar la localización de la información, además de mapas de oportunidades exploratorias, los cuales contienen los leads propuestos, los contornos en tiempo y las fallas como resultado de la interpretación sísmica (estos mapas se encuentran dentro de la base de datos como anexos de este informe).
Tope Rocas del Paleozóico Tope del Basamento
Mapas de áreas prospectivas:
Tabla 5.1 Lista de Horizontes a Interpretar.
Interpretación gravimétrica y magnetométrica Anomalías y/o cambios en la aceleración de gravedad e intensidad magnética total, reflejan cambios en la densidad y susceptibilidad magnética de las rocas infrayacentes. Estas propiedades de las rocas se pueden emplear para obtener un modelo geológico del subsuelo. Las anomalías gravimetricas y magnéticas son funciones de la distancia entre el detector y la fuente. En exploración petrolera, las anomalías gravimétricas son por lo general producidas por las estructuras de las secuencias sedimentarias suprayacentes y/o discontinuidades laterales de densidad, producidas por contactos de megasecuencias en profundidad. Las anomalías magnéticas se asocian al basamento de las cuencas, formado generalmente por unidades ígneo-metamórficas. La gravimetría y magnetometría proveen un amplio espectro de fuentes y es mediante una manipulación adecuada, donde se incluinclu yen los conocimientos geológicos existentes, que estos datos potenciales pueden emplearemplear se en forma exitosa en la búsqueda de hidrocarburos. La interpretación de las anomalías gravimétricas y magnéticas se basa principalmente en el reconocimiento de su (i) distribución y (ii) forma. La distribución o carácter de un mapa potencial es un indicador poderoso de cómo las rocas y formaciones se distribuyen en el área ocupada por el levantamiento; puede proveer indicaciones de lineamientos, texturas y discontinuidades estructurales. Este tipo de interpretación se define como la interpretación cualitativa. La forma de las anomalías representadas tanto en planta como en perfiles, se emplea para determinar o definir la forma, posición y la magnitud de los contrastes de densidad y/o susceptibilidad magnética. En teoría, no es posible encontrar una solución única de los métodos potenciales; pueden existir geometrías distintas que representen alguna anomalía en particular. En la práctica introduciendo al modelo información geológica u otros controles geofísicos, y haciendo que las soluciones potenciales respeten estos controles, se arriba a soluciones más reales. Este tipo de interpretación se conoce como interpretación cuantitativa (Tomado de: Levantamiento Aerogravimétrico y Aermagnético, HOCOL.S.A, Carson services). En la Figura 5.16 se muestra un mapa de las anomalías, donde en las áreas calidas se puede interpretar una secuencia sedimentaria de un espesor menor al que esta presente en las áreas pálidas (azules-verdes), también se puede indicar un basamento más somero en las primeras así como su profundización en las segundas.
Mapa oportunidades Formación Une Mapa oportunidades Formación Gacheta y Guadalupe Mapa oportunidades Formación Mirador Mapa oportunidades Unidad C7 Mapa oportunidades Unidad C5, C3 Y C1. (Ver Anexos 8.3.2 a Anexo 8.3.6) Para la parte de ingeniería se crearon mapas de: Mapa de Infraestructura petrolera Mapa de shows de los pozos del área especial de la ANH Mapa de aeropuertos Mapa de ríos y puertos Mapa de localización de los campos de la Cuenca Llanos Mapa de localización de los pozos de la Cuenca Llanos Orientales (Ver base de datos dentro de mapas)
Figura 5.16. Mapa de anomalía de BOUGUER simple (P=2.3 Gm/cc) para el Bloque Guepardo, Tomado de: Levantamiento Aerogravimétrico y Aermagnético, HOCOL.S.A, Carson Services.
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Ingenieria de yacimientos y producción Producción de Hidrocarburos en el área
El análisis de la información correspondiente a los campos productores de crudos pesados en la cuenca de los Llanos Orientales, en lo referente a la producción actual y acumulada, así como de sus reservas probadas remanentes y la infraestructura asociada, contribuirá sin duda a un mayor entendimiento y estimación de los recursos potenciales en las áreas exploratorias vecinas y las facilidades existentes para el DESARROLLO DE CRUDOS PESADOS en la cuenca de los Llanos Orientales; con el interés fundamental de contribuir con la ANH en la promoción y aprovechamiento óptimo de los recursos hidrocarburíferos del país, su administración integral y su armonización con los intereses de la sociedad, el Estado y las empresas del sector. Campos productores en la cuenca de los Llanos Orientales La Cuenca Llanos en la región oriental de Colombia, que cubre un área aproximada de 220,000 km2, Geológicamente limita al Sur por la Saliente del Vaupés o Arco del Guaviare, al Oriente por el Escudo Guayanés, al Occidente por la Cordillera Oriental y al Norte se prolonga en Venezuela más allá del río Arauca. La producción de la Cuenca proviene de areniscas del Cretáceo Superior (Formación Guadalupe) y del Terciario Inferior (Formaciones Barco, Mirador y Carbonera). Su cubierta sedimentaria involucra secuencias del Paleozoico, Cretácico Superior y Terciario. Al Norte de la saliente del Vaupés, se extiende el Sector del Meta. Dentro del sector Meta, se destaca el Bloque Apiay, en donde hasta la presente se ha descubierto acumulación de hidrocarburos en rocas del Cretácico Superior y Terciario inferior en los campos de Apiay y Guayuriba, Suria y La Reforma. El Sector Casanare se ubica en el centro de la Cuenca de los Llanos Orientales entre las Ríos Meta y Casanare. El cinturón de crudos pesados localizado al oriente del límite de gravedad oAPI < 20, hasta el límite geográfico aproximado del sistema petrolífero Gachetá-Mirador. Se extiende desde el campo Apiay, incluye el campo Rubiales en donde podría tener entre 80 y 100 Km. de ancho y continúa en dirección noreste hacia el campo El Miedo en donde convergen los limites de las gravedades oAPI < 20 y la del sistema petrolífero Gachetá-Mirador. En esta zona se han detectado acuñamientos y situaciones estructurales favorables para la acumulación de hidrocarburos. Acuñamientos de los miembros C7 al C3 de la Formación Carbonera contra el basamento cristalino o contra el Paleozoico en sector oriental de la provincia. En el Anexo 4.7.3 se encuentra la INFORMACION DE LOS CAMPOS PRODUCTORES DE PETROLEO DE LA CUENCA LLANOS ORIENTALES (FORMAS 9 SUMINISTRADAS POR EL MM&E) correspondiente a 135 campos productores de un total reportados de 145. La propro ducción diaria es de 345,377 BPPD y se cuenta con una producción acumulada de 3,045 MMBls (millones de barriles). En las Figuras 6.1 y 6.2 se pueden observar los campos propro ductores de la cuenca destacándose los campos de Caño Limón, Cusiana, Cupiagua, Castilla y Rubiales, que representan el 62 % de la producción total de la Cuenca.
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A nivel de superficie estos pozos pueden estar agrupados en arreglos que contienen
Figura 6.1 Campos Productores Cuenca Llanos Orientales. Fuente: ECOPETROL, MM&E, ACIPET, EPIS.
Información de los campos productores de crudo pesado en la cuenca Llanos Orientales Producción Acumulada y Producción promedia día/mes – hasta Agosto 2007. Generalidades sobre Crudos pesados y extrapesados Los crudos pesados y las arenas bituminosas son petróleos líquidos o semi-sólidos que se encuentran en forma natural en el medio poroso sea éste, arenas o carbonatos. Estos crudos son caracterizados por su viscosidad y densidad. La viscosidad libre de gas para los crudos pesados varia entre 100 y 10000 centipoises con una gravedad °API entre 10 y 20 a temperatura de 15,6 °C, mientras que en las arenas bituminosas la viscosidad es mayor de 10000 centipoise con una gravedad °API menor 10. Generalmente estos crudos pesados contienen un porcentaje apreciable de azufre y metales lo cual hace su proceso de mejoramiento más complicado. El espaciamiento entre pozos está entre 250 y 600 metros dependiendo de la estrategia de agotamiento del campo. Normalmente se comienza con espaciamientos mayores para posteriormente ir a ínter espaciado de acuerdo al volumen de crudo remanente. La arquitectura de pozo generalmente contempla pozos horizontales, multilaterales, verticales con hoyos ampliados todo esto con el fin de disminuir daño y aumentar productividad. Los pozos son completados con revestimientos ranurados con empaque de grava o rejillas preempacadas para control de arena y utilizan sistemas de levantamiento artificial para levantar el crudo hasta la superficie tales como bombeo mecánico, cavidad progresiva, electrosumergible y levantamiento por gas dejando siempre previsiones para la inyección de diluente en fondo de pozo.
desde 6 a 12 pozos dependiendo del yacimiento. La productividad de los pozos varía entre 20-1400 BPPD (barriles de petróleo por día) dependiendo de las propiedades del yacimiento. La producción de fluido de estas localizaciones es envía a través de líneas de recolección a las estaciones de flujo, donde se realiza el proceso de separación de la mezcla líquido/gas. La mezcla de crudo y agua es bombeada a una Estación Central de Procesamiento, donde se deshidrata el crudo y donde se realizan las etapas de desalación y tratamiento del agua para su posterior inyección a los pozos de disposición de agua. Igualmente el gas es transferido a la Estación Central para ser comprimido y deshidratado. La comercialización de estos crudos se realiza mediante elaboración de tipos de mezcla cuya composición y tipo sea apropiada para refinerías especificas o son mejorados para convertirlos en crudos de menor gravedad para posteriormente ser procesados en refinerías especiales para ese tipo de crudo. La cuenca de los Llanos tiene hoy una producción acumulada de crudos pesados de unos 429 MMBls (millones de barriles) y una producción diaria de 103,000 BPPD. En la Tabla 6.1 y Figura 6.3 se muestran la producción acumulada y la producción promedia mes en BPPD (barriles de petróleo por día) para los principales campos de crudo pesado de la cuenca Llanos Orientales. CAMPO Apiay Apiay Este Campo Rico Castilla Castilla Este Castilla Norte Chichimene Entreríos Estero (Paloblanco) Gaván Guatiquía La Gloria La Gloria Norte Pirito Rubiales Santiago Vigía TOTALES
ACUMULADO Barriles 71,316,803 2,410,420 2,082,146 148,361,492 2,892,929 39,169,562 40,030,777 972,844 2,391,210 1,382,555 15,873,385 27,339,139 15,833,112 531,212 14,493,024 43,407,546 526,528 429,014,864
PROMEDIO MES AGOSTO 2007 BPPD 6490 549 1,407 20,504 804 35,886 5,800 1,187 280 547 2,123 1,795 490 131 21,535 2,756 669 102,953
Figura 6.2 Campos Productores más importantes en la Cuenca Llanos Orientales.
BPPD: Barriles de petróleo por día Tabla 6.1 Producción acumulada y promedia diaria de los campos de crudo pesado cuenca Llanos Orientales Fuente: Boletín estadístico de ACIPET Septiembre de 2007
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sados de la cuenca Llanos Orientales 150
Apiay
Santiago (Juncal)
Vigía
La Gloria
La Gloria Norte Pirito Rubiales
Chichimene
Entrerrios Estero (Paloblanco) Gaván Guatiquia
Castilla
Castilla Este Castilla Norte
Apiay
Apiay Este Campo Rico
MILLONES DE Bbls
Apiay Este Reservas probadas y probables de los Campo Rico Castilla campos de crudos pesados de la cuenca Castilla Este de los Llanos Orientales Castilla Norte Chichimene 100 Reservas probadas Entrerrios Estero (Paloblanco) Las reservas probadas fueron estimadas Gaván Guatiquia de acuerdo con la definición establecida La Gloria por la Sociedad de Ingenieros de Petróleos La Gloria Norte Pirito 50 SPE y el World Petroleum Congress (WPC). Rubiales Santiago (Juncal) Apéndice A del manual titulado: “Estimation Vigía and Classification of Reserves of Crude Oil, Natural Gas and Condensate”. 0 De acuerdo con la definición de las en1 tidades anteriormente mencionadas, las CAMPOS CUENCA LLANOS reservas probadas son aquellas cantidades de petróleo estimadas con razonable certiFigura 6.3 Producción Acumulada campos de dumbre mediante un análisis geológico y/o con datos de ingeniería sobre el conocimiento crudo pesado Llanos Fuente: Boletín estadístico de ACIPET de los reservorios, y que pueden ser recuperadas comercialmente hasta una fecha futura, Septiembre de 2007 bajo condiciones económicas actuales, con métodos de operación instalados y cumpliendo con las regulaciones gubernamentales. Las reservas probadas desarrolladas remanentes han sido estimadas en 187 MMBO (millones de barriles) a partir de septiembre 1 de 2007 para los campos de crudos pesados en los Llanos. Las reservas fueron estimadas con base en las producciones de los campos, ver Figura 6.4 calculadas por el método de declinación de la producción. La Tabla 6.2 y Figura 6.5 resumen esta información.
REMANENTES (MBO) Apiay Campo Rico Castilla Chichimene Entreríos Estero (Paloblanco) Gaván Guaitiquía La Gloria La Gloria Norte Pirito Rubiales Santiago (el Juncal) Tilodirán Vigía
FORMACION PRODUCTORA Gacheta-Une Mirador Gachetá-Une Gachetá-Une Mirador Une (Ubaque) Gachetá-Une Une Mirador Mirador Gachetá Carbonera Mirador Gachetá Gacheta-Une TOTAL
RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS REMANENTES (MBO) 7,708 2,893 136,296 8,940 604 176 189 2,936 2,839 612 94 17,004 5,150 837 409 186,687
º API 19 - 21 16.0 13.4 17.8 - 19.9 16.8 15.8 15.8 - 17.2 17.8 - 18.1 16.6 16.5 16.7 12.5 19.2 - 21.7 15.4 15.2
MBO: miles de barriles Tabla 6.2 Reservas probadas remanentes campos crudos pesados cuenca Llanos Fuente: Proyecto desarrollo de crudos pesados 2007 – ACIPET Boletín estadístico agosto 2007
Reservas Probadas Campos Crudos Pesados-Cuenca Llanos Apiay
160,000
Campo Rico Castilla Millones de bls
CAMPOS CRUDO PESADO CUENCA LLANOS (Producción Acumulada)
En el Anexo 6.1 se muestran las gráficas de producción de los campos de crudos pe-
Chichimene
120,000
Entrerios Estero (Paloblanco) Gaván
80,000
Guatiquia La Gloria La Gloria Norte
40,000
Pirito Rubiales Santiago (el Juncal) Tilodirán
0 1
Vigía
Campos Crudos Pesados Figura 6.5 Reservas probadas remanentes campos crudos pesados cuenca Llanos Fuente: Proyecto desarrollo de crudos pesados 2007 – ACIPET Boletín estadístico agosto 2007
En el Anexo 4.7.1 INFORMACION EXTRACTADA DE LOS INFORMES TECNICOS ANUALES CORRESPONDIENTE A INGENIERIA DE YACIMIENTOS - PRODUCCION se puede observar otra información correspondiente a los campos de cuenca Llanos Orientales correspondiente principalmente a las reservas reportadas por los operadores de los difedife rentes campos. Figura 6.4 Historia de producción campos de crudos pesado área Llanos
40
(millones de barriles) calculados en el Informe de Crudos Pesados 2006 – Halliburton; éste cálculo se hizo por el método volumétrico probabilístico en donde se obtuvieron los valores de reservas para las probabilidades P10, P50 Y P90 mostrados en la Tabla 6.3 obteniéndose los valores de P50 como el valor de la reserva probable para cada uno de los campos que poseían la información suficiente.
Compañías operadoras en la cuenca Llanos Orientales La excelente prospectividad exploratoria y productividad de la cuenca de los Llanos Orientales ha despertado el interés de al menos 44 compañías que se encuentran operando en el área, según se indica en Tabla 6.4 con sus respectivos contratos y áreas asignadas en hectáreas de aproximadamente 13’506,931 Ha que corresponden al 63% aproximadamente del total de la cuenca.
OPERADOR
B.P. EXPLORATION
CONTRATO
Area Has.
Piedemonte
25,736
Recetor
14,053
Río Chitamena
2,739
Santiago De Las Atalayas
26,644
Tauramena
14,670 Total B.P. EXPLORATION
C&C ENERGY S.A.
Cravo Viejo
27,960 Total C&C ENERGY S.A.
CLEAN ENERGY
Canaguaro
COMPETROL
Chicuaco
Oropéndola
8,000 27,850
Total CONEQUIPOS
Reservas probables De acuerdo con: “Approved by the Board of Directors, Society of Petroleum Engineers (SPE) Inc., and the Executive Board, World Petroleum Council (WPC),, las reservas probables son esas reservas no probadas que el análisis de los datos geológicos y de ingeniería sugieren que es más probable que sean recuperables a que no lo sean. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debería corresponder al valor del 50% de probabilidad que las cantidades recuperadas igualarían o excederían la suma de la reserva probada estimada y la reserva probable. Las reservas probables para los campos productores de crudos pesados analizados cercanos al área de interés exploratorio o especial son de aproximadamente 767 MMBO
9,754 8,000
Total COMPETROL
Tabla 6.3 Cálculos probabilísticos de reservas Fuente: Proyecto de Crudos Pesados 2006
27,960 9,754
Total CLEAN ENERGY
CONEQUIPOS
83,842
27,850
Has: hectáreas (0.01 Km2) Tabla 6.4 Compañías operadoras en la Cuenca de los Llanos Orientales Fuente: Boletín estadístico ACIPET Agosto 2007
41
Aguila
85,183
Cabiona
34,830
Alicante
38,688
Canacabare
27,944
Caracara
92,249
Dorotea
20,678
Apiay Caño Sur
1,614,282
Castilla Catleya (Crc) ECOPETROL S.A.
89,035
HUPECOL
Cubarral La Libertad- Reforma
Gaván
17,300
Jagüeyes
131,415
Las Garzas
45,642
Leona
39,139
Macarenas
16,674
Simón
67,300
Pachaquiaro
23,583
Surimena
28,013
Sirirí
56,682
Tambaquí
35,227
Toledo
199,658
Cóndor
Río Meta
10,664
Total HUPECOL
Suria
Total ECOPETROL S.A.
EMERALD ENERGY
284,828
Cachama
239,562
Campo Rico
50,307
Las Brisas
239,764
Mantecal
185,228
Jacaranda
23,462
Ombú
29,899
GREAT NORTH ENERGY
287,328
Guaicaramo
2,134,449
Altamira
Total EMERALD ENERGY
LUKOIL
22,778 Total LUKOIL
META PETROLEUM
539,737
310,106
Piriri
25,208
Quifa
152,743
Rubiales
35,714 Total META PETROLEUM
MONTECZ S.A.
Cubiro
NEXEN
San Bernardo
38,773 Total MONTECZ S.A.
1,053,050
213,665
38,773 208,748
Total NEXEN
208,748
Arrendajo
30,630
Bengala
957,551
El Tigre
240,000
Guarrojo
29,450
Chipirón
26,671
Guepardo
957,557
Cosecha
285,567
OCCIDENTAL ANDINA LLC.
Arpa
396,000
Zeta
305,000 Total OCCIDENTAL ANDINA LLC.
OCCIDENTAL DE COLOMBIA
701,000
Lince
44,676
Cravo Norte
26,671
Mundo Nuevo
193,257
Rondón
10,055
Niscota
63,314
Caporal
Tángara
129,570
Cocli
44,729
PARKO SERVICES
Pájaro Pinto
224,089
PETROCOL
Moriche
44,325 Total OCCIDENTAL DE COLOMBIA
24,314 Total PARKO SERVICES
Sabanero Saltarín Total HOCOL S.A.
2,884,193
24,314 17,771
Total PETROCOL PETROCOLOMBIA
393,289
Mapuiro
17,771 16,676
Total PETROCOLOMBIA
16,676
Has: hectáreas (0.01 Km2) Tabla 6.4 Compañías operadoras en la Cuenca de los Llanos Orientales Fuente: Boletín estadístico ACIPET Agosto 2007
42
PETROMAR
Porvenir Total PETROMAR Casanare Este
PETROMINERALES
36,620 37,700
Chigüiro
218,000
Colonia
43,880
Corcel
32,300
San Pablo
42,304
Corito
69,695
Garcero Oeste
175,821
Guatiquía
158,398
Joropo
29,241
Mapache
43,650
Castor
44,006
Chiguiro Este
72,545
Chiguiro Oeste
50,971
Jabalí
2,182 26,292
Morichito
El Triunfo
Cachicamo
SOLANA
Total SOLANA TEPMA
El Conchal
TRANSCONTINENTAL
La Cuerva
UNIÓN TEMPORAL E&CC
Puerto López Oeste
19,406 35,700
Total UNIÓN TEMPORAL E&CC Yamú
35,700 7,364
Total WINCHESTER OIL & GAS S.A. INTEROIL
14,071 19,406
Total TRANSCONTINENTAL
WINCHESTER OIL & GAS S.A.
253,679 14,071
Total TEPMA
El Bongo
1,174,403
7,364 134,000
Total INTEROIL
134,000
23,168
Arauca
16,074
23,168
Humadea
214,660
Río Túa
304,292
Tierra Negra
111,077
10,200
Upía B
26,648
35,469
Villanueva
57,313
10,200
PETROBRAS COLOMBIA LTDA
Total PETROBRAS COLOMBIA LTDA
35,469
730,064
Alcaraván
El Algarrobo
8,642
Río Cravo
5,305
Los Hatos
34,431
9,780
Los Sauces
24,916
Luna Llena
149,300
Total RANCHO HERMOSO S.A.
23,727
HARKEN DE COLOMBIA LTD.
Capachos
40,243
Río Verde
30,341
San Miguel
43,483
Valle Lunar
841,523
Total REPSOL SOGOMI S.A.
40,739
Guachiría Sur
Rancho Hermoso
Has: hectáreas (0.01 Km2) Tabla 6.4 Compañías operadoras en la Cuenca de los Llanos Orientales Fuente: Boletín estadístico ACIPET Agosto 2007
Guachiría Norte
Las Gaviotas
Total RAMSHORN
REPSOL
7,486
31,895 43,586
Total R3 EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN S.A. (UNIÓN TEMPORAL EL TRIUNFO)
RANCHO HERMOSO S.A.
44,950
175,821
Total PETROPULÍ
RAMSHORN
Guachiría
Chicago
Total PETROMINERALES
R3 EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN S.A. (UNIÓN TEMPORAL EL TRIUNFO)
Garibay
Casimena
Jaguar
PETROPULÍ
19,000 19,000
Nashira
83,726
Total HARKEN DE COLOMBIA LTD.
1,080,511
24,500 Total SOGOMI S.A.
24,500
43
PERENCO COLOMBIA S.A.
Casanare
50,112
Corocora
26,412
Estero
22,234
Garcero
26,122
Garcero-C Orocue
10,970
Santa María
138,123
Yalea
Entre el 2005 y 2007 se perforaron 263 pozos exploratorios y de desarrollo en la cuenca de los Llanos Orientales durante los años 2005 – 2006 y 2007 (ver Tabla 6.5) por las diferentes compañías que operan en el área (aprox. 1’525,700 pies reportados).
EMPRESA Total PERENCO COLOMBIA S.A.
273,973
La Punta Menegua PETROTESTING COLOMBIA S.A.
Actividad de Perforación en la cuenca Llanos Orientales desde el 2005 hasta el 2007
61,738
Valdivia-Almagro Yucao
PERENCO KAPPA OCCIDENTAL ECOPETROL
44,970
Chenche Total PETROTESTING COLOMBIA S.A. COSACOL S.A.
106,708
HUPECOL
Mugrosa Total COSACOL S.A.
CONSORCIO CAMPOS DE PRODUCCIÓN
KAPPA EMERALD PERENCO
Toca Total CONSORCIO CAMPOS DE PRODUCCIÓN
U.T. ANDINA
Entreríos OCCIDENTAL
Total U.T. ANDINA
CEPCOLSA
Agua Verde
289,625
Tiple
46,236
El Edén
45,050 Total CEPCOLSA
GRAN TIERRA
Primavera
CEPSA COLOMBIA S.A
Cuatro
146,100 Total GRAN TIERRA
Tapír
117,413
HUPECOL
35 Total COLTANQUES
TALISMAN
146,100 117,413
Total CEPSA COLOMBIA S.A COLTANQUES
380,911
ECOPETROL LUKOIL PETROBRAS HARKEN PETROTESTING
El Portón
35 44,303
Los Ocarros
44,692 Total TALISMAN
GRAN TOTAL Has: hectáreas (0.01 Km2) Tabla 6.4 Compañías operadoras en la Cuenca de los Llanos Orientales Fuente: Boletín estadístico ACIPET Agosto 2007
88,995 13,506,931
OCCIDENTAL PERENCO HARKEN
POZOS PERFORADOS EXPLORATORIOS 2005 COORDENADAS COORDENADAS GAUSS DE GAUSS DE SUPERFICIE POZO SUPERFICIE ORIGEN BOGOTÁ ORIGEN BOGOTÁ m. N: m. E Abejas-2 Alelí-Deep-1 954,322.99 926,513.58 Araguato-1 1,257,271 1,321,025 Arama 1 872,480.00 1,014,900.00 Bengala 2 1232312 964190 Bengala 3 Bengala 4 1232779 964985 Bengala-5 1231708 963600 Bengala-6 1231697 964600 Bengala-7 1232198 964784 Bengala-8 1232924 964569 Bukara Deep Campo Rico-3 1202571 1033591 Candalay 1 1,063,756.53 1,296,712.70 Caño Verde Norte-1 Cosecha-A2 ST 1310145 1250538 Cosecha-ASW 1306948 1248358 Cosecha-CNW 1306262 1244337 Cristal-1 884,696.00 1,014,406.00 El Cóndor-1 1,014,533.90 1,104,545.78 Espino-2 878703 818564 Estero-6 Frankmave -1 920,696.00 1,157,824.00 Jaguar HT 9 Jaguar T3 Jaguar T4 Jaguar T5 Jaguar T6 Jaguar-5 1224479 957577 Jaguar-6 1224482 957584 Jaguar-8 Jaguar-9 Jiba-3 1311596 1259137 Jiba-4 1,259,124.00 1,311,566.00 Jiba-6 1,259,089.70 1,311,602.50 JRC-1 Los Hatos 1 1215337 1006725
PROF. ALCANZADA PIES 6,100 6,633 8,592 4,402 5,500 5,488 5,500 5,560 5,537 5,500 12,000 6,500 9,394 10,473 10,490 4,444 9,104 4,051 5,350
5,452 5,500
9,160 10,101 8,837 9,480
Tabla 6.5. Pozos perforados Cuenca Llanos Orientales en 2005, 2006 y 2007 Fuente: Boletín estadístico ACIPET Agosto 2007 - EPIS
44
PERENCO PERENCO OCCIDENTAL HUPECOL HOCOL PETROCOLOMBIA EMERALD
PERENCO PETROTESTING ECOPETROL BP PERENCO PERENCO
OCCIDENTAL
ECOPETROL
Remache Norte-2 Remache Sur-2 Rondón-1 Norte Rondón-B Tambaquí 2 Tambaquí 5 AM Tángara-1 ST-3 Toruno-1 1,094,140.45 1,249,439.83 Vigia Sur-1 Vigía-1 Vigía-2 1213931 1037818 Vigia-3 1,037,823.82 1,213,936.61 POZOS PERFORADOS DESARROLLO 2005 Abejas-3 Almagro 3 Apiay 20 Apiay 24 Apiay Este 2 Buenos Aires-H41 Caño Garza Norte 3 Caño Garza-8D Caño Limón-36 Caño Limón-37 1,259,926.00 1,327,177.00 Caño Yarumal-47 1,264,518.00 1,332,382.00 Caño Yarumal-48 Caño Yarumal-50 Caño Yarumal-53 Caño Yarumal-54 Caño Yarumal-55 Caño Yarumal-56 1,264,272.00 1,264,409.00 Caño Yarumal-57 1,264,425.30 1,264,686.10 Caño Yarumal-58 1,264,560.00 1,264,781.00 Caño Yarumal-59 Caño Yarumal-60 Caño Yarumal-61 1,264,426.00 1,332,068.00 Caño Yarumal-62 Caño Yarumal-63 Cardales-5 1023230 1278311 Castilla Norte 08 1050687 920349 Castilla Norte 10 920,325.00 1,050,325.00 Castilla Norte 11 1050800 920276 Castilla Norte 12 1050768 920264 Castilla Norte 13 1050730 920288 Castilla Norte 14 1050392 921440 Castilla Norte 15 1050428 921444 Castilla Norte 16 1049959 921832 Castilla Norte 17 1050452 921482 Castilla Norte 18 1050441 921516 Castilla Norte 19 1050476 921519 Castilla Norte 7 1056920 920312 Castilla Norte 9 1050763 920301 Chichimene 22 927,878.00 1,044,902.00 Chichimene 24 1044363 926938
4,905 11,863 10,558 5,764 6,005 18,254 10,610
PERENCO OCCIDENTAL BP ECOPETROL HUPECOL
11,120 11,680 11,097
5,450 10,900 3,900
7,915 8,011 8,065 7,929 7,908 8,007 8,100 8,100 8,098 8,141 8,214
OCCIDENTAL
BP
OCCIDENTAL
7,770 8,092
PETROBRAS
8,908 8,290
ECOPETROL COMPANIA
8,490 8,475 6,687 8,550 7,200 8,592 8,090
CONEQUIPOS
EMERALD ENERGY
Corocora-2 Corocora-3 Cosecha-G Cupiagua ED Cupiagua NW40 Gavan - 4 Guarilaque-7 Jaguar-12 Jiba-5 La Gloria-16 La Gloria-17 La Yuca-128 La Yuca-130 La Yuca-132 La Yuca-133 La Yuca-134 La Yuca-135 La Yuca-136 La Yuca-137 La Yuca-138 La Yuca-139 La Yuca-140 La Yuca-141 La Yuca-142 La Yuca-143 La Yuca-144 La Yuca-155 Liria YZ10 Matanegra-44 Matanegra-45 Matanegra-46 Matanegra-47 Matanegra-48 Palmar-3 Santiago-16 Sardinas-7 Suria - 11 Suria Sur 12 Suria Sur 13
1,085,983.93
1,343,367.67
4,830
1,240,973.50
1,306,191.02
11,356
11,250
1,259,084.00
1,311,569.00
5,443 8,848
1,263,504.00
1,333,198.00
7,908 8,364 7,912 8,005 8,072 8,088 8,075
1,263,031.00
1,332,079.00
7,880 8,007 8,000 17,915
1170162 1328938 1329767 1330949
1081040 1263320 1263391 1263926
1331751
1264602
8,075
1196147
1016066
10,321
8,100
10,600 1,068,640.00 10,647 COORDENADAS PROF REPORTADA POZO PIES X Y POZOS PERFORADOS EXPLORATORIOS 2006 Oropéndola-1 6,000 44,460 Centauro Sur-1 11,265 1201126 1030814 Centauro Sur-2 11,265 Las Acacias-1 10,930 1212057 1036642 Vigía-4 11,000 937,480.00
Tabla 6.5. Pozos perforados Cuenca Llanos Orientales en 2005, 2006 y 2007 Fuente: Boletín estadístico ACIPET Agosto 2007 - EPIS
9,155 8,806
45
HUPECOL
META PETROLEUM MONTECZ
OCCIDENTAL
PERENCO PETROCOL PETROMINERALES PETROPULÍ PETROTESTING RANCHO HERMOSO SOLANA WINCHESTER OIL & GAS ECOPETROL B.P. COLOMBIA LTD.
EMERALD ENERGY
META PETROLEUM
Tabla 6.5. Pozos perforados Cuenca Llanos Orientales en 2005, 2006 y 2007 Fuente: Boletín estadístico ACIPET Agosto 2007 - EPIS
Cabiona 1 A 4,536 Cabiona 8 4,348 Caracara Sur A1 5,000 Caracara Sur A2 5,000 Caracara Sur A4 5,000 Caracara Sur B1 5,000 Caracara Sur C1 5,000 Dorotea 4B 6,000 Surimena 1w 8,000 Cabiona-4A 4,523 Caracara Sur B2 Cabiona-11 Quifa-1 3,000 Quifa-2 3,000 Careto-1 6,000 Caricare-2 Cosecha Y 10,500 Jiba-10 10,187 Jiba-14 Jiba-17 Jiba-7 Jiba-9 Abejas-3 6,100 Guarilaque -3A 6,900 Jorcan-1 7,200 Remache Norte-3 4,936 Mauritía-1 8,880 Ojo de Tigre-1 8,500 Morichito-2 6,800 Menegua-1 5,895 Agueda-1 8,429 Rancho Hermoso-4 9,840 Bonaire-1 8,000 Gaviotas 1 9,644 Yalea-1 7,500 Carupana-2 10,401 POZOS PERFORADOS DESARROLLO 2006 Guatiquia 6 11420 Cupiagua H-42 17,588 Cupiagua-XH-39 17,000 Liria YR-5 Cusiana MA-28 15,316 Centauros-1 Centauros-2 Rubiales -DW-01 2,775 Rubiales-50H 2,800 Rubiales-53 3,154
1311785
1004745
1233286 1233284
947652 947645 OCCIDENTAL
1340686 1244249
1104532 1021335
PERENCO 1304980
1237592
1311471 1311516 1311568 1311464
1259133 1259030 1259101 1259090
1314960 1248479
1164210 1000129
1236093
1054134
1300560 1181256 1301675 1258036
1116589 1025873 1111098 1108756
1165708 1168289
1072704 1077366
1158049
1049137
RANCHO HERMOSO
ECOPETROL S.A.
ECOPETROL S.A.
OCCIDENTAL DE COLOMBIA
C&C ENERGY CONEQUIPOS
Caricare-3 1304958 Caricare-4 1305038 Caricare-6 1305055 La Yuca-160 1332733 Matanegra-52 1329524 Caricare-7 1305041 Caño Yarumal-69 La Yuca-146 1333179 Matanegra-53 1330958 Matanegra 55 Guarilaque -6 6,225 Jordán-4 7,170 Remache Sur-3 4,997 Sardinas-3A 6,424 Sardinas-6 6,265 Entrerios-3 9,770 Apiay 23H-ST1 10,753 Apiay-22 11,020 Castilla Norte 20 6,877 Castilla Norte 22 8,212 Castilla Norte 23 8,330 Castilla Norte 24 7,500 1049148 Castilla Norte 25 8,300 Chichimene 25 9,164 Suria Sur 14 10,800 Suria Sur 15 10,925 Suria Sur-13 10,800 POZOS PERFORADOS DESARROLLO EN 2007 Apiay Este-3 8,700 Apiay-25D ST 11,400 Apiay-26 10,423 Apiay-27 10,972 Castilla Norte-27 6,684 Castilla Norte-28 8,913 Castilla Norte-29 8,225 Castilla Norte-30 7,470 Castilla Norte-32 7,910 Castilla Norte-34 9,110 Castilla Norte-35 8,906 Castilla Norte-36 7,115 Castilla Norte-37 7,945 Castilla Norte-38 8,358 Suria 14 10,818 Castilla-32 10,870 La Yuca -162 Matanegra-58 Matanegra-61 POZOS PERFORADOS EXPLORATORIOS EN 2007 Bastidas-1 9,060 Carrizales-1 8,559 Matemarrano-1 8,700 Ocumo-2 5917 1306662
1237608 1237636 1237537 1263982 1263799 1237536 1263500 1264077
921035
1046250
46
EMERALD ENERGY
Campo Rico-4 Sayona-1 GRAN TIERRA Cachapa-1 GREAT NORTH ENERGY Búho-1 Luna Llena-1 HARKEN ENERGY Luna Llena-2D HOCOL S.A. Ocelote-1 Rancho Quemado-D1 Dorotea-B02 Las Garzas Blancas A-01 Dorotea-B03 HUPECOL Rancho Quemado-C2 Camarita-A1 Leona-A-1 Cabiona-2 Quifa-4 META PETROLEUM Quifa-3 Arauco-1 Careto-2 MONTECZ Cernícalo-1 PARKO SERVICES Citrino-1 ST2 Casanare Este-1 Corcel-1 PETROMINERALES Mapuro-1 Ojo de Tigre-2ST Ojo de Tigre-2 PETROTESTING Menegua-2 SOLANA Bevea-1 U.T. MORICHE Mauritía Norte-1 WINCHESTER OIL & GAS Carupana -3 SOLANA Calcedonia-1
10,102 4,000 3,551 6,150 2,600 2,980 4,800 5,700 4,583
4,000 12,000
6127610
992493
6,436 7,233 6,000 6,800 9,919 12,000 8,603 8,201 8,200
1299068 1297210
1072826 1074082
1255997 1127811 1232385 1315412 1315412
1076117 977620 1022700 1166594 1166594
1179173
1018438
10000 10535 8085
Tabla 6.5. Pozos perforados Cuenca Llanos Orientales en 2005, 2006 y 2007 Fuente: Boletín estadístico ACIPET Agosto 2007 - EPIS
Pozos exploratorios con muestras de hidrocarburos El equipo de trabajo ha realizado un inventario de los pozos perforados en el área de interés basados en las bases de datos y archivos de la ANH (EPIS) y el Ministerio de Minas y Energía principalmente, y en ECOPETROL en lo que tiene que ver con los pozos perforados en el área especial. Toda la información que se encontró ha sido cargada en la base de datos para su posterior interpretación y la correspondiente evaluación del potencial exploratorio del área. El Anexo 4.7.2 muestra los 99 pozos perforados entre 1945 y 2000 (Ver Figura 6.6). De los cuales 59 pozos mostraron shows de hidrocarburos y 29 pozos resultaron secos y de los 11 restantes no se posee información de alguna manifestación.
Infraestructura Petrolera Oleoductos En la Cuenca de los Llanos Orientales, encontramos oleoductos con diámetros que van desdes de 6 hasta 36 pulgadas, y con capacidades que varían entre 5 y 559.9 KBPD. (Ver Tabla 6.6). Las estaciones tienen como objetivo separar, medir y recoger la producción de crudo, gas y agua para dejar el crudo, dentro de las especificaciones exigidas para su entrega a las estaciones de bombeo del Oleoducto Central de los Llanos, el cual, lo envía a la Refinería de Barrancabermeja para su procesamiento.
Figura 6.6 Mapa de pozos del área de interés exploratorio con muestras de hidrocarburo. Fuente: Información de Ministerio de Minas y Energía.
47
DIÁMETRO (plg) 12-16 12-14 8 6 18 10 8 30-36 10 10
OLEODUCTOS LONGITUD (Km.) 126 104 31 23 283 40.5 18 189 10 79
ESTACIÓN INICIAL Apiay Araguaney Barquereña Caño Garza Caño Limón Chichimene Cravo Sur El Porvenir Maní Santiago
ESTACION FINAL El Porvenir El Porvenir Tocaría Trinidad Zulia Apiay El Cruce La Belleza Santiago El Porvenir
Sardinas
Cravo Sur
8
62
10
Tocaría Trinidad
Los Sabanales Barquereña
8 8
16 17
15 10
CAPACIDAD (KBPD)
PROPIETARIO
54.4 41.5 10 5 168 18.9 20 555.9 20 12
ECOPETROL ECOPETROL ECP-HOCOL ECP-HOCOL-KELT ECP-OXY CHEVRON ECP-HOCOL-KELT OCENSA LASMO ECP-LASMO KeltHidrocarburos ECP-HOCOL-KELT ECP-HOCOL-KELT
Tabla 6.6. Oleoductos Cuenca Llanos Orientales Fuente: Boletín estadístico ACIPET Agosto 2007 - EPIS
Gasoductos En la Cuenca de los Llanos Orientales, encontramos Gasoductos con diámetros que van desde 3 hasta 20 pulgadas, y con capacidades que varían entre 4 y 100 KBPD. (Ver Tabla 6.7). Del gas proveniente de los campos de Apiay, Suria y Libertad-Reforma, se obtiene gas combustible, gasolina natural y propano refrigerante. La planta genera el gas combustible para consumo doméstico de Villavicencio y Santa fe de Bogotá. Gasoductos ESTACIÓN INICIAL Apiay Apiay-Villavicencio Cusiana El Porvenir Monterrey Morichal Barquereña Tocaría Trinidad El Cruce
ESTACION FINAL Usme Ocoa Monterrey La Belleza Apiay Yopal Trinidad Barquereña Caño Garza Cravo Sur
DIAMETRO LONGITUD (plg) (Km.) 6 121.6 6 40.4 12 30 20 190 10 120 4 14 4 17 4 31 3 23 3 18
CAPACIDAD (KBPD)
100 4 10 10 8
Figura 6.7 Mapa Infraestructura Petrolera – Cuenca Llanos Orientales Fuente: Estudio Desarrollo Crudos Pesados 2007
diseñando la construcción del oleoducto a Rubiales, al igual que el proyecto de electrificación de este campo.
Información de Infraestructura Civil A continuación se ilustra el tipo de infraestructura civil con que cuenta a la fecha la Cuenca de los Llanos Orientales.
PROPIETARIO ECOGAS ECOGAS ECOGAS ECOGAS ECOGAS ECOGAS ECP-Hocol-Kelt ECP-Hocol-Kelt ECP-Hocol-Kelt ECP-Perenco
Tabla 6.7 Gasoductos Cuenca Llanos Orientales Fuente: Boletín estadístico ACIPET Agosto 2007 – EPIS
La Figura 6.7 ilustra el desarrollo de infraestructura petrolera en la cuenca de los Llanos Orientales. El desarrollo comenzó desde el Piedemonte y ha ido avanzando hacia el oriente de la Cuenca, donde se evaluó la prospectividad de crudos pesados. Actualmente, se está
Vías de acceso terrestre La Figura 6.8 Red vial de los departamentos de Arauca, Casanare y Meta, nos muestra las carreteras pavimentadas nacionales, las concesiones, las carreteras sin pavimentar, los peajes, estaciones de pesaje, puentes, municipios y capitales de estos tres departadeparta mentos. En la Figura 6.9, cubrimiento de vías pavimentadas por departamento resaltando Cuenca Llanos – 2005, tenemos que de los seis departamentos, que el área especial de la ANH cubre se evidencia lo siguiente: • Arauca es el departamento en el área que mejor cubrimiento de vías pavimentadas posee, pues su territorio tiene un porcentaje superior al 80%. • Casanare y Meta, tienen un cubrimiento de vías pavimentadas entre el 60.1 y el 80%. • Guaviare está dentro de un 40.1 – 60 %. • Vichada (departamento en el que se encuentra la mayor parte del área especial de la ANH), y Guainía no tienen información registrada al respecto.
48
Figura 6.8 Red vial Departamentos de Arauca, Casanare y Meta.
Ríos Principales y transporte fluvial Dada la escasez de vías en la zona, sobre todo hacia la parte oriental de la cuenca, el transporte fluvial cobra gran importancia, tanto para el transporte de personas como de carga. En la Figura 6.10 podemos denotar lo siguiente en cada uno de los departamentos: • Arauca. La red hidrográfica es extensa; todo el sistema fluvial desagua en dirección occidente - oriente hacia el Orinoco a través de los ríos Arauca, Casanare, Tocoragua, Tame, Cravo Norte, Ele, Lipa, San Miguel y el conjunto Negro - Cinaruco, además de quebradas, caños y lagunas.
Figura 6.9 Cubrimiento de vías pavimentadas por departamento resaltando Cuenca Llanos – 2005. Fuente: www.upme.gov.co
• Casanare. La hidrografía está compuesta por los ríos Casanare, Upía, Túa, Cusiana, Cravo Sur, Guanápalo, Pauto, Guachiría y Agua Clara. • Meta. En el sistema hidrográfico se destacan los ríos Meta, Gabarra, Duda, Manacacías, Yucao, Guatiquía, Guayuriba, Guejar, Guacavía, Guaviare y Humea • Vichada. Sobresalen los ríos Vichada, Guaviare, Tomo, Bita, Tuparro, Uvá, Elbita, Muco, Iteviare y Siare.
49
Dado el régimen especial de clima lluvioso, el transporte aéreo contribuye notablemente al desarrollo de los proyectos de exploración y producción en los Llanos. El listado de los aeropuertos y aeródromos por departamentos que se encuentran dentro la cuenca de los Llanos Orientales se encuentra en el anexo 6.2, y en la Figura 6.12. Los principales aeropuertos del acceso al área son los de Arauca, Meta, Yopal y Puerto Carreño, los cuales tienen capacidad para todo tipo de aeronaves. Existen otros aeropuertos para naves de capacidad mediana y pequeña como los de Saravena, Arauquita, Puerto Gaitán, Villa Nueva, Santa Rosalía, Orocué, entre otros.
Figura 6.10 Ríos principales y puertos fluviales en la Cuenca de los Llanos Orientales. Fuente: Proyecto Desarrollo de Crudos Pesados 2007.
• Guainía. Se destacan los ríos Guainía, Guaviare, Inírida, Atabapo, Curarí, Isana, Cuiarí, Tomo, Guasacaví; los caños Cunubén, Jota, Bocón, Piapoco, Colorado, Naquén, Mane, Perro de Agua. • Guaviare. Sobresalen los ríos Inírida, Guaviare, Guayabero, el Vaupés, Apaporis Itilla y Unilla, Ajajú y Tunia, los caños Rico, Aceite, Macú, La Tigrera y Los Cachicamos. Los principales puertos fluviales ubicados en esta cuenca hidrográfica del país son: • Puerto Carreño • Arauca • Cravo Norte • Inírida • Puerto Gaitán • Puerto Concordia • San José del Guaviare
Clima El clima predominante en la mayor parte del área especial de la ANH es cálido húmedo con unos periodos de lluvia muy largos durante gran parte del año; hacia la parte occidental de la cuenca de los Llanos, es decir, hacia el Piedemonte Llanero, tenemos un clima variado desde cálido seco hasta muy frío húmedo. La Figura 6.13 muestra la clasificación climática de la cuenca de los Llanos Orientales según el IDEAM (Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales).
En la Figura 6.11 presenta la infraestructura eléctrica del país por departamentos, ta-
Lluvia Medición de la lluvia En la Cuenca de los Llanos Orientales predominan las lluvias altas de 2000 a 3000 mm anuales en su parte central y Oriental, aun cuando hacia el Piedemonte pueden observarse hasta 6000 mm anuales y por el contrario, en el extremo Norte de Arauca las lluvias pueden ser menores de 1500 mm anuales, como ilustra la Figura 6.14 La Tabla 6.8 presenta el promedio de precipitación anual de los principales municipios del área.
les como centrales hidráulicas y térmicas, y las áreas que están interconectadas. El área especial de la ANH tiene un cubrimiento de un 18% aproximadamente y actualmente se está diseñando la conexión eléctrica del campo Rubiales, lo cual facilitará el avance de la infraestructura eléctrica hacia el Occidente de la Cuenca.
Número de días con lluvia Desde el punto de vista climatológico, una de las características más representativas de las lluvias, la constituye el número de días en que se presenta este fenómeno durante un mes determinado.
Figura 6.11 Interconexión e infraestructura eléctrica 2006. Fuente: http://www.upme.gov.co
50
Figura 6.12 Mapa de aeropuertos de los Llanos Orientales Fuente: Aeronáutica Civil de Colombia 2007
En el sector central de los departamentos de Casanare y Meta, así como el norte de Arauca, se registran entre 100 y 150 días con lluvia al año. El resto de la región de la Orinoquía, se sitúa en el rango de 150 a 200 días al año, y en sectores del Piedemonte, la frecuencia puede llegar a 300 días con lluvia al año. (Ver Figura 6.15). El comportamiento del número de días con lluvia en la Cuenca Llanos tiene un período de mayores frecuencias que se extiende de mayo a octubre, en los cuales, llueve alrededor de
Figura 6.13 Clasificación Climática Cuenca Llanos Orientales Fuente: ATLAS CLIMATOLOGICO DE COLOMBIA/ http://www.ideam.gov.co/atlas/mclima.htm
20 días/mes; y un período con menor número de días lluviosos muy marcado que va de diciembre a marzo, en los cuales llueve en promedio, de 1 a 4 días/mes. Estos periodos de lluvia intensos, hacen que gran parte del territorio se inunde y se requiera planear las operaciones de exploración y producción adecuadamente para evitar retrasos y sobre costos en estos proyectos. Algunas operadoras han optado por construir vías elevadas sobre terraplenes y torres elevadas en las instalaciones de producción, para garantizar el acceso de equipos y personal durante todo el año. Figura 6.14 Precipitación Total anual (mm) en la Cuenca Llanos. Fuente: ATLAS CLIMATOLOGICO DE COLOMBIA/ http://www.ideam.gov.co/atlas/ mclima.htm
Figura 6.15 Número de días con Lluvia en la Cuenca Llanos Fuente: ATLAS CLIMATOLOGICO DE COLOMBIA/ http://www.ideam.gov.co/atlas/ mclima.htm
Temperatura La temperatura del aire se mide en grados de la escala Celsius o Centígrada (°C) y se reporta con décimas de grados. La hora oficial de observación es la hora fijada por el IDEAM de acuerdo con las necesidades nacionales e internacionales. Particularmente, en las estaciones denominadas climatológicas, la temperatura del aire en superficie se lee a las 07, 13 y 19 HLC (Hora Legal Colombiana) y se registra en forma continua mediante Termógrafos. La temperatura Mínima se lee a las 07 HLC y Máxima a las 19 HLC. En la Figura 6.16 Temperatura Media Anual en la Cuenca Llanos, se observa que el Clima Cálido es el predominante en la cuenca, con temperaturas superiores a 24°C. En la Figura 6.17 Climadiagramas de las principales ciudades que se encuentran ubicadas en la Cuenca Llanos y la Tabla Promedios de precipitaciones y temperaturas por ciudades – Cuenca Llanos, se tienen graficados y tabulados los comportamientos típicos de las precipitaciones en mm y las Temperaturas medias, máximas y mínimas para cada mes del año. Parques naturales El Sistema de Parques Nacionales de Colombia se define como el conjunto de áreas con valores excepcionales para el patrimonio nacional que, en beneficio de los habitantes de la nación y debido a sus características naturales, culturales o históricas, se reserva y declara comprendida en cualquiera de las categorías de parques naturales (CRN art. 327, Categoría Recursos Naturales).
51
150
15
100
10
50
5
0
0
300
150
T Mín.
Prec.
Figura 6.17 Climadiagramas de las principales ciudades - Cuenca Llanos Fuente: ATLAS CLIMATOLOGICO DE COLOMBIA/ http://www.ideam.gov.co/atlas/ mclima.htm
0
200
20
0
250
25
200
20
150
15
100
10
50
5
0
0
Precipitación (mm)
30
0
0
T Med.
T Máx.
T Mín.
T Med.
T Máx.
Prec.
300
30
150
15
0
0
Prec.
T Med.
T Máx.
15
0 E F M A M J J A S O N D
Precipitación (mm)
30
35 28
210
21
140
14
70
7
0
0 E F M A M J J A S O N D
T Mín.
Prec.
T Med.
T Máx.
T Mín.
Pto Carreño - Vichada
600
60
500
50
400
40
300
30
200
20
100
10
0
T Mín.
280
Sabanalarga - Casanare 45
T Máx.
350
E F M A M J J A S O N D T Mín.
T Med.
Yopal - Casanare
500
50
400
40
300
30
200
20
100
10
0 0
E F M A M J J A S O N D
E F M A M J J A S O N D Prec.
0 E F M A M J J A S O N D
45
Aguazul - Casanare
150
5
50
E F MA M J J A S O N D
300
10
10
450
Temperatura (°C)
300
450
15
100
Mesetas - Meta 35
T Máx.
20
150
E F M A M J J A S O N D
350
T Med.
25
200
100
La Macarena - Meta
Prec.
30
250
20
Prec.
T Mín.
35
200
T Mín.
T Máx.
300
30
0
T Med.
350
300
Precipitación (mm)
T Máx.
40
Precipitación (mm)
Precipitación (mm)
10
400
Precipitación (mm)
30
T Med.
Prec.
Temperatura (°C)
300
Precipitación (mm)
40
Temperatura (°C)
400
Prec.
0
Fuente de Oro - Meta
50
E F MA M J J A S O N D
Precipitación (mm)
T Mín.
60
0 0
T Máx.
500
100
5
Villavicencio - Meta
Temperatura (°C)
Temperatura (°C)
Precipitación (mm)
Parques Naturales Área Especial ANH En el Área Especial se encuentran 4 parques naturales: El Tuparro, La Macarena, Sumapaz y Chingaza, ver Tabla 6.10 • La superficie del Parque El Tuparro hace parte del departamento de Vichada. Fue creado en 1970, se extiende por un área de 548.000 Ha y está bañado por los ríos Tomo al norte, y los ríos Tuparro, Tuparrito y Caño Maipurés al sur. El parque es un santuario Cum aribo (Las Gaviotas) - Vichada de aves, orquídeas, monos, serpientes y 450 45 toninas (delfines rosados de agua dulce). Allí existe también un antiguo cemente300 30 rio que perteneció a la tribu indígena de los Maipres, hoy desaparecidos. 150 15
T Med.
600
0
Precipitación (mm)
Colombia tiene un «Sistema Nacional de Áreas Protegidas» (SINAP) que tiene como elemento más destacado a nivel nacional el «Sistema de Parques Nacional Naturales » (SPNN), que cuenta con 55 parques naturales (noviembre de 2007), con una extensión de unas 11,600,000 hectáreas y que suponen más de un 10% del territorio continental colombiano. En la Orinoquía colombiana existen alrededor de 15 parques naturales (Tabla 6.9), de los cuales 4 están dentro del Área Especial de la ANH. Los parques naturales del Área Especial de la ANH, se localizan, 3 en la parte sur occidental, Chingaza, Sumapaz y La Macarena y uno en el sector nororiental, El Tuparro, Figura 6.18 y Tabla 6.9
10
50
E F M A M J J A S O N D
50
500
15
100
E F M A M J J A S O N D
Inirida - Guainia
Figura 6.16 Temperatura Media Anual en la Cuenca Llanos Fuente: ATLAS CLIMATOLOGICO DE COLOMBIA/ http://www.ideam.gov.co/atlas/mclima.htm
20
150
0
Temperatura (°C)
T Máx.
25
200
0
Temperatura (°C)
T Med.
15
0
E F M A M J J A S O N D Prec.
30
Temperatura (°C)
20
30
250
Temperatura (°C)
200
35
300
Temperatura (°C)
25
45
Precipitación (mm)
250
450
Temperatura (°C)
30
Precipitación (mm)
300
Tam e - Arauca 350
Temperatura (°C)
Saravena - Arauca 35
Temperatura (°C)
Precipitación (mm)
Arauca - Arauca 350
0 E F M A M J J A S O N D
T Mín.
Prec.
T Med.
T Máx.
T Mín.
Prec.
T Med.
T Máx.
T Mín.
Prec.
T Med.
T Máx.
T Mín.
52
Estación Apto Arauca Saravena Tame Barranca de Apia La Nutria Hda La Cabaña Pto Limón La Holanda La Macarena Lejanías Mesetas Carimagua El Bambú
Municipio Arauca Saravena Tame Barranca de Apia Castilla La Nueva Cumaral Fuente de Oro Granada La Macarena Lejanías Mesetas Puerto Gaitán Puerto López
Corriente Arauca Cno La Pava Tame Apia Cno Guaroa Guacavía Ariari Ariari Guayabero Guape Guejar Muco Cno Chocho
Departamento
Elevación msn
Arauca Arauca Arauca Meta Meta Meta Meta Meta Meta Meta Meta Meta Meta
128 148 350 225 230 305 255 360 350 680 620 200 220
Precipitaciones (mm) 1568 2884 2149 2631 2410 3281 2458 2443 2384 3724 2858 2323 2231
Temperatura Media, °C 27 25.4 25.9 26.3 25.8 25.5 25.7 25.6 25.5 23.2 24.3 26.1 26.1
T. Media Máx 32 30.6 31.3 31.4 31.2 31.1 31.7 30.8 30.8 28.1 28.9 31.3 31.2
T Media Mín 21.7 20.5 22.6 22.2 21.3 21.6 20.8 21.2 21.6 19.3 19.1 22.2 23.1
Tabla 6.8 Promedios de precipitaciones y temperaturas por ciudades – Cuenca Llanos. Fuente: http://www.ideam.gov.co/atlas/mclima.htm
1 .PNN - EL TUPARRO 2. PNN - CHINGAZA 3. PNN - SUMAPAZ 4. PNN - SIERRA DE LA MACARENA
Figura 6.18 Mapa de parques naturales Cuenca Llanos Orientales, Área Especial.
Año
Denominación
Región
Departamento
1970 1971 1975 1977
Parque Nacional Natural El Tuparro Parque Nacional Natural La Macarena Parque Nacional Natural Amacayacu Parque Nacional Natural Cordillera de los Picachos
Región de la Orinoquía Región de la Orinoquía Región Amazónica Región Andina (Cordillera Oriental)
Vichada Meta - Vaupes Amazonas Caqueta - Huila - Meta
1977
Parque Nacional Natural Chingaza
Región Andina (Cordillera Oriental)
Cundinamarca - Meta
1977 1977 1977 1984 1989 1989 1989 1989 2002 2002
Parque Nacional Natural Sumapaz Parque Nacional Natural Cocuy Parque Nacional Natural Pisba Parque Nacional Natural La Paya Parque Nacional Natural Chiribiquete Reserva Nacional Natural Nukak Reserva Nacional Natural Puinawai Parque Nacional Natural Tinigua Parque Nacional Natural Río Puré Parque Nacional Natural Indi Wasi
Región Andina (Cordillera Oriental) Región Andina (Cordillera Oriental) Región Andina (Cordillera Oriental) Región Amazónica Región Amazónica Región Amazónica Región Amazónica Región Amazónica Región Amazónica Región Amazónica
Cundinamarca - Huila - Meta Arauca - Boyaca - Casanare Boyaca - Casanare Putumayo Caqueta - Guaviare Vaupes - Guaviare Guainia Meta Amazonas Amazonas
Tabla 6.9 Parques naturales Orinoquía colombiana
Superficie (Ha)[1] 548 620 293.5 444.74 76.6 154 306 45 422 1.280.000 855 1.092.500 201.875 999.88 68
Parques Naturales Año Denominación 1970 Parque Nacional Natural El Tuparro 1971 Parque Nacional Natural La Macarena 1977 Parque Nacional Natural Sumapaz 1977 Parque Nacional Natural Chingaza Tabla 6.10 Parques naturales Área Especial ANH
• La Macarena es un Sistema montañoso colombiano ubicado al este de la Cordillera de los Andes y separada, en su extremo norte, unos 40 km de la Cordillera Oriental (3°1'30"N, 74°0'30"O). Este relieve forma una banda de orientación Norte-Sur con una longitud aproximada de 120 km y un ancho de 30 km. Su altura media es de alrededor 1600 m.s.n.m. La Serranía de la Macarena fue la primera reserva natural nacional establecida por ley de la República en 1948 y fue constituido como Parque Natural en 1971. Este parque protege 6 200 Km² de la serranía y sus alrededores. • El Parque Nacional Sumapaz está situado sobre el eje de la cordillera Oriental, en los departamentos de Cundinamarca, Huila y Meta, e incluye once municipios. El Parque de Sumapaz incluye biomas de bosque alto andino, páramo y un pequeño enclave de superpáramo. Sumapaz forma parte de la provincia biogeográfica Norandina (HernándezCamacho et al. 1992a, b). La UAESPNN del Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial tiene como objetivos para este parque: conservar las áreas poco intervenidas para la investigación científica, recreación y educación ambiental, y conservar y preservar los ecosistemas y especies de páramos, transición a bosque alto andino, lagunas y cuencas hidrográficas esenciales para el desarrollo nacional. • El Parque Nacional Natural Cordillera Chingaza se encuentra ubicado en la Cordillera Oriental en la Región Andina de los Andes en Colombia. Su superficie hace parte de los departamentos de Cundinamarca y Meta. Entre los sitios de interés del parque se pueden enumerar: Cuchilla de Siecha, con una altura máxima de 3.750 m.s.n.m., La Serranía de Los Órganos, el Cerro de San Luis - el más alto del Parque (4.020 m.s.n.m.)- y 44 lagunas de formación glacial. • Chingaza está compuesto de bosques andinos altos, que son hogar de árboles tanto de dosel alto como bajo. Contiene el tipo de vegetación más raro del páramo y del sub-párasub-pára mo, un paisaje en peligro seco y de gran altura que ostenta una flora y fauna únicas, gran parte de las cuales son endémicas y se encuentra en peligro de extinción. En el páramo en torno al lago Chingaza existen 383 especies de plantas en tanto que en el parque hay cerca de 2.000. Además, la elevada ubicación del parque, que varía entre los 2.000 y los 4.000 metros de altura, contribuye a su biodiversidad.
Región Región de la Orinoquía Región de la Orinoquía Región Andina (Cordillera Oriental) Región Andina (Cordillera Oriental)
Departamento Vichada Meta - Vaupes Cundinamarca - Huila - Meta Cundinamarca - Meta
Superficie (Ha)[1] 548 620 154 76.6
Información de Comunidades Principales actividades económicas La economía de esta región del país se basa principalmente en la explotación petrolera, la producción ganadera, agrícola y el comercio. Otra de las fuentes de la economía de esta región es el ecoturismo, puesto que los contrastes entre montañas y llanura ofrecen al visitante exóticos paisajes, corrientes cris-
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talinas, caídas de agua, entre otros. En la sabana llaman la atención la diversidad de flora y fauna, los hermosos paisajes y las reservas naturales. El turismo es una actividad aún en desarrollo y requiere de una mayor construcción de infraestructura vial, para que sea un renglón importante de la economía del área. Ciudades y Municipios El Área Especial de la ANH, comprende sectores de los departamentos de Arauca, Casanare, Meta, Vichada, Guainía y Guaviare, Figura 6.19, aunque un 80% del territorio aproximadamente se encuentra en los departamentos de Meta y Vichada. Las principales ciudades que se localizan dentro del Área Especial son, Puerto Inírida, Puerto López, San José del Guaviare, y Villavicencio. Incluye también poblaciones como Cravo Norte, Paz de Ariporo, San Luis de Palenque, Trinidad, Orucué, Maní, Tauramena, Villa Nueva, Mapiripán, Puerto Rico, Puerto Lleras, Granada, San Martín, Puerto Gaitán, Barranca de Upía, etc. Las ciudades capitales de los 6 departamentos y otras de importancia de cada uno son: • Villavicencio - Capital del departamento del Meta, • Puerto López - Importante puerto sobre el río Meta • Arauca - Capital del departamento homónimo. • Tame - Segunda ciudad importante del Arauca. • Saravena - Importante centro petrolero del Arauca. • Yopal - Capital departamental del Casanare. • Puerto Carreño - Capital departamental del Vichada. • Inírida - Capital departamental de la Guainía. • San José del Guaviare - Capital del departamento de Guaviare. Municipios Departamento de Arauca En el departamento de Arauca se encuentran 7 municipios: Arauca, Arauquita, Cravo Norte, Fortul, Puerto Rondón, Saravena y Tame. Parte de los municipios de Arauca, Cravo Norte y Puerto Rondón están dentro del Área especial Departamento de Casanare El departamento de Casanare, tiene 19 municipios: Aguazul, Chámeza, Hato Corozal, La Salina, Maní, Monterrey, Nunchía, Orocué, Paz De Ariporo, Pore, Recetor, Sabana Larga, Sácama, San Luis de Palenque, Támara, Tauramena, Trinidad, Villa Nueva y Yopal. Dentro de los bloques del Área Especial se encuentran parte de los municipios de Aguazul, Hato Corozal, Maní, Orocué, San Luis de Palenque, Tauramena, Trinidad Paz de Ariporo y Yopal Departamento del Meta Cuenta con 21 municipios: Acacias, Barranca De Apia, Cabuyaro, Castilla La Nueva, CuCu barral, Cumaral, El Calvario, El Castillo, El Dorado, Fuentedeoro, Granada, Guamal, La MacaMaca
rena Lejanías, Mapiripán, Mesetas, Puerto Concordia, Puerto Gaitán, Puerto Lleras, Puerto La Uribe, Villavicencio y Vistahermosa. El Área Especial cubre sectores de la mayoría de los municipios del Meta.
Figura 6.19 Mapa de límites departamentales y capitales del Área Especial de la ANH.
Departamento del Vichada Hay 4 municipios: Cumaribo, La primavera, Puerto Carreño y Santa Rosalía. El Área Especial, cubre todos los municipios del departamento del Vichada. Departamento de Guaviare Tiene 4 municipios: Calamar, El Retorno, Miraflores y San José El Área Especial, abarca principalmente, parte del municipio de San José. Resumen de comunidades indígenas En el Área Especial de la ANH se encuentran asentamientos de poblaciones de comunidades indígenas distribuidas principalmente en las partes central y sur. (Figura 6.20). Los grupos de comunidades indígenas que se registran en el Área Especial de la ANH y su respectiva localización geográfica se muestran en Tabla 6.11 y en la Figura 6.20.
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COMUNIDADES INDIGENAS
A continuación se presentan algunos aspectos de las comunidades más importantes: • Guahíbo. Sikuani o Guahíbo. Guahíbo (Guajibo, Guajiba, Guagivo, Uajiba, Guajiva, Guayba, Guayva), es el nombre genérico para “indígena” usado por los llaneros. Guaiba es el nombre usado por los Tunebo para designar las tribus “salvajes” de los Llanos. • Cuiba. Denominación que comprende una decena de grupos originalmente nómades y ahora asentados y relativamente aislados. No se ha estudiado la dialectología de este conjunto, así que la clasificación de sus hablas en una sola lengua, es por ahora tentativa. Wamone es la autodenominación y significa “nuestra gente”. Los Cuiba se subdividen en una serie de grupos móviles que poseen las características siguientes: • Territorio propio, generalmente con un río y sus afluentes. • Origen mítico común. Los antepasados de cada grupo habrían emergido de una fuente de agua localizada en su territorio respectivo. • Un dialecto propio, por lo menos particularidades lingüísticas. • Un nombre. Generalmente se designan con el nombre del jefe. Guayabero. La lengua de esta etnia es la más diferenciada de la familia y no es inteligible para los otros Guahíbo. Se localizan a lo largo del río Guaviare, aguas abajo de San José. Mitua es la autodeterminación de los Guayabero y no grupo Piapoco como aparece a veces en la literatura. Otras b) denominaciones antiguas son: Cunimía y Bisanigua. Su población asciende a unos 500 individuos. • Piapoco (Yapaco, Cuipaco), pertenecen a la familia Arawak. Lengua hablada por unas 3.000 personas en la región comprendida entre los ríos Vichada y Guaviare. Muchos Piapoco viven entre los Sikuani, con quienes tradicionalmente hay relaciones de intercambio matrimonial. • Dejá es el nombre dado por los Sikuani y los Cuiba. Dzase es una denominación que aparece en la literatura. Enagua es el nombre con que se conoce el grupo antes del siglo XIX. Los Piapoco se subdividen en una serie de clanes exogámicos cuyos nombres expresan la idea de descendencia de un pseudoancestro animal, uno de ellos el pájaro Piapoco. Al nombre del animal sigue el sufijo Itaquema. Antiguamente se dividían en varias decenas de grupos exogámicos locales nombrados generalmente con designaciones de animales, seguidos por la palabra bene o herrenais o taquerris, equivalente al sufijo momowi usado por los Sikuani. • Sáliva-Piaroa Sáliva (Saliba, Salliba, Salibi, Saliva). Es la denominación actual y única de este grupo. Aunque originaria del medio Orinoco, la población Sáliva se encuentra hoy en su mayoría en la zona del río Meta y sus afluentes, proximidades de Orocué. Su población asciende a unos 1.300-1.400 individuos.
LOCALIZACION (MAPA) 1 3 4 5 8 9 14 15 16 17 21 26
NNOMBRE Cuiba Guanano Saliva Guahibo Maku-Macu Guayabero Puinave Pu Piapoco De Saliba Guahibo 1 Sucuani Puinave Nuk
Tabla 6.11 Comunidades indígenas del Área Especial de la ANH
Figura 6.20 Mapa mostrando la localización geográfica de las comunidades indígenas del Área Especial
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Contenido de las bases de datos Data Package vendido a las Compañías participantes
Listado Total de Archivos en el “Data Package” Los archivos en el Disco contienen la información de: Reportes Técnicos y Documentos, Información de Sísmica, Información de Pozos, Mapas, Gravimetría y Magnetometría; además de los algunos archivos para la visualización de los datos. Para este entregable solo contiene la información pública. La siguiente tabla contiene la cantidad de archivos por formato: NUMERO DE ARCHIVOS 2 1161 23 998 1 13 131 2 2 435 3978 1483 1 1 5203 6 3 424 16 2836 7512 1065 404 2 5 255 31
FORMATO .asc .bmp .cgm .dlis .doc .exe .dwg .gif .gxf .jpg .las .lis .log .msi .pdf .ppt .rar .segy .sgy .tar .tif .txt .xls .xyz .zgf .zip sin extensión
Base de Datos Final para la ANH Descripción del contenido Contiene toda la información tanto pública como confidencial: Reportes Técnicos y Documentos, Información de Sísmica, Información de Pozos, Mapas, Gravimetría y Magnetometría; también contiene algunos archivos ejecutables para la visualización de los datos.
Este cálculo se toma de los registros presentados en la Base de Datos. Para la información presentada en la Interfaz Gráfica de Usuario está restringida su visualización.
NUMERO DE ARCHIVOS 2 1210 84 1312 9 13 177 2 2 520 4149 2138 3 1 6295 26 3 1391 1076 2836 9344 1088 4 592 2 10 255 159
FORMATO .asc .bmp .cgm .dlis .doc .exe .dwg .gif .gxf .jpg .las .lis .log .msi .pdf .ppt .rar .segy .sgy .tar .tif .txt .UKO .xls .xyz .zgf .zip sin extensión
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Potencial exploratorio Áreas de Caño Sur devueltas a la ANH
La Figura 8.1 muestra la distribución del área devuelta por ECOPETROL a noviembre de 2007 en color verde y el área retenida a la misma fecha en color azul, además muestra la distribución de las líneas sísmicas cargadas en el proyecto resaltando las cargadas adicionales para interpretación y evaluación del potencial del área devuelta. El conteo de Leads identificados en esta zona se determinó por la ubicación y el área fue reducida a la que se encontraba dentro del área libre. El área liberada a noviembre de 2007 es de 9622 Km2 y el área retenida por EOPLETROL es de 6573 Km2. La distribución areal de los Leads contenidos en el área libre del Bloque Caño Sur se encuentra resumida en la Tabla 8.1. Las líneas sísmicas del programa Caño Sur 05 (Figura 8.1 en rojo) se cargaron e interpretaron y sus resultados fueron integrados a la interpretación del bloque realizada por Halliburton en el proyecto de Crudos Pesados 2006 (Líneas 5.7.11 a 5.7.16). La interpretación del programa sísmico CS-05 ayudó a precisar el limite de pinchamiento de las unidades cretácicas y terciarias hacia el sector sur occidental de la cuenca, proporcio-
Figura 8.1 Mapa de localización del Bloque Caño Sur identificando el área devuelta (verde) y el área retenida por ECOPETROL (azul).
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nando así información para la mejor delimitación de leads propuestos en el estudio PCP 2006, además se identificaron altos estructurales del Basamento y Paleozoico debido a la acción de fallas inversas que afectaron las unidades desde el Basamento hasta la Formación Carbonera. En general las unidades cretácicas y terciarias tienen un buzamiento hacia el noroccidente.
1. Miedo 2. W-Cachama 3. Metica 4. Candilejas-Camoa
Evaluación de la sísmica adquirida por la ANH en el 2005 La información sísmica 2D adquirida por la ANH en el año 2005, corresponde a 297 km distribuidos en 4 líneas sísmicas, distinguidas con los nombres: ANH-LL-2005-0920 ANH-LL-2005-6020 ANH-LL-2005-6280 ANH-LL-2005-8000 Esta información fue cargada, analizada e interpretada, cuyos resultados de la interpretación fueron integrados a la interpretación sísmica regional del proyecto para la definición de leads (Línea 5.7.1 a Línea 5.7.4).
Potencial exploratorio estimado en el Area Especial Las oportunidades exploratorias en la Cuenca de los Llanos Orientales se han identificado en los siguientes reservorios: • Une • Guadalupe • Mirador • Carbonera C5-C3-C1
Figura 8.2. Áreas de interés a nivel de Une, asociadas al acuñamiento de la Formación Une contra Paleozoico (Anexo 8.3.2).
Lead Miedo Este Lead se localiza en la parte nororiental de la cuenca, al sur del campo El Miedo (Figura 8.3.) de ahí su nombre; fue identificado gracias a la interpretación de nuevas líneas sísmicas que permitieron una mejor precisión en el limite del pinchamiento de la formación Une contra el Basamento, es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra este limite de pinchamiento. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 76593 acres, un área media de 140.064 acres y un área máxima de 193.891 acres. En la Figura 8.4 se presenta la línea sísmica RT-1989-01 que pertenece a una de las nuevas líneas interpretadas y muestra el pinchamiento de la formación Une contra el basaN
Estos son las rocas almacenadoras de hidrocarburos dominantes en los Llanos, pero no se descartan acumulaciones en unidades más arcillosas como efectivamente ha ocurrido – Formación Gachetá. Para la identificación de las áreas de interés se interpretaron 8.300 Km de sísmica que cubre el área de la cuenca Llanos (Anexo 8.3.1). La enumeración detallada de cada uno de los Leads determinados con los parámetros petrofísicos utilizados para el cálculo de OOIP se encuentra listados en la Tabla 8.1 Une Acuñamiento Formación Une • Definición de oportunidades (Play Concept) Play de acuñamiento asociado a la subconformidad (Figura 8.2). Barreras de permeabilidad generadas por la presencia de la inconformidad del Eoceno concentrando la presencia de asfáltenos y Tar-mat al tope, la base de la acumulación está controlada por el acuñamiento de la formación Une contra Paleozoico. Los Leads asociados a este tipo de Play identificados para la formación Une dentro del área especial son los siguientes:
0
2 5
50 Km
Figura 8.3 Localización geográfica del Lead Miedo
58
mento. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.3 resaltada en color azul.
W
E
Leon C1 C3 Une
C5 C7 Guadalupe Basamento
0
4 Km
Figura 8.4 Línea sísmica RT-1989-01 mostrando el pinchamiento de la formación Une contra el Basamento.
La formación Une se caracteriza por ser un paquete muy masivo de arena, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 10 ft a 130 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Dorotea -1 (Figura 8.5). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 100 ft, con un valor más probable de 60 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.23% a 0.3% con un valor más probable de 0.25% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este
nivel como el pozo Jordán -1, estos valores van desde 0.72% a 0.8% con un valor más probable de 0.75%. Lead W-Cachama Este Lead se localiza en la parte suroriental de la cuenca, al norte del campo Rubiales, en cercanías al pozo Cachama -1 (Figura 8.6) de ahí su nombre; es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra el limite de pinchamiento. Para este Lead fue posible determinar dos áreas con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área media de 1475 acres y un área máxima de 8.600 acres. En la Figura 8.7 se presenta la línea sísmica C-1985-08 la cual muestra el pinchamiento de la formación Une contra el Paleozoico. La localización esta línea sísmica se puede observar en la Figura 8.6 resaltada en color azul. Las propiedades petrofísicas requeridas para los cálculos volumétricos para este Lead son las siguientes: un espesor total que puede variar desde 10 ft a 70 ft, con un valor más probable de 30 ft tomados del mapa petrofísico de gross realizado en el trabajo PCP 2006. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 40 ft, NW León con un valor más probable de 20 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.20% a 0.24% con un valor más probable de 0.22% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como el pozo Estero -2 (Figura 8.8), estos valores van desde 0.54% a 0.74% con un valor más probable de 0.6%.
Figura 8.5 Interpretación petrofísica del pozo Dorotea -1, mostrando las areniscas masivas de la formación Une.
Lead Metica Este Lead se localiza en la parte sur de la cuenca, al norte del campo Valdivia, en cer-
N
0
50 Km
25
Figura 8.6. Localización geográfica del Lead W-Cachama.
SE
C1 C3 Guadalupe Une
C5
C7 Mirador Paleozoico
Basamento 0
3 Km
Figura 8.7 Línea sísmica C-1985-08 mostrando el pinchamiento de la formación Une contra el Paleozoico.
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canías al pozo Metica -1 (Figura 8.9) de ahí su nombre; es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra el límite de pinchamiento. Para este Lead fue posible determinar dos áreas con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área media de 7.270 acres y un área máxima de 16.120 acres.
N León
C1 C3
de 30 ft tomados del mapa petrofísico de gross realizado en el trabajo PCP 2006 y del pozo Metica -1. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 40 ft, con un valor más probable de 22 ft (Figura 8.11) Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006 y del pozo Metica -1, los cuales varían S desde 0.15% a 0.20% con un valor más probable de 0.17% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como los pozos Metica -1 y Guatiquía -1 (Figuras 8.11 y 8.12), estos valores van desde 0.6% a 0.78% con un valor más probable de 0.74%.
C5
Lead Candilejas-Camoa Este Lead se localiza en la parte suroccidental de la cuenca, al oriente del camUne Paleozoico po Castilla, entre los pozos Candilejas -1 y 3 Km 0 Camoa -1 (Figura 8.13) de ahí su nombre; es posible delimitar el Lead ya que en el Figura 8.10 Línea sísmica C-1985-08 mostrando el pinchamiento de la formación Une contra el Paleozoico. mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra el limite de pinchamiento. Para este Lead fue posible determinar tres áreas con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 8.900 acres, un área media de 19.800 acres y un área máxima de 28.220 acres. En la Figura 8.14 se presenta la línea sísmica MC-1990-1125 la cual muestra el pinchamiento de la formación Une contra el Paleozoico. La localización esta línea sísmica se puede observar en la Figura 8.13 resaltada en color azul. Figura 8.11 Interpretación petrofísica del Las propiedades petrofísicas requeridas para los cálculos volumétricos para este Lead pozo Metica -1, en la cual se observa como el paquete masivo de las areniscas de la son las siguientes: un espesor total que puede variar desde 10 ft a 300 ft, con un valor más formación Une se hace más arcilloso en este probable de 150 ft tomados del mapa petrofísico de gross realizado en el trabajo PCP 2006 sector de la cuenca y la saturación de aceite para el intervalo de arena más superior. y del pozo Galerón -1. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que C7 Mirador Guadalupe
Figura 8.8 Interpretación petrofísica del pozo Estero -2, mostrando las areniscas masivas de la formación Une y la saturación de aceite para el intervalo de arena más superior.
N
0
10
20 Km
Figura 8.9 Localización geográfica del Lead Metica.
En la Figura 8.10 se presenta la línea sísmica PL-1993-1150 la cual muestra el pinchamiento de la formación Une contra el Paleozoico. La localización esta línea sísmica se puede observar en la Figura 8.9 resaltada en color azul. Las propiedades petrofísicas requeridas para los cálculos volumétricos para este Lead son las siguientes: un espesor total que puede variar desde 10 ft a 55 ft, con un valor más probable
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Figura 8.12 Interpretación petrofísica del pozo Guatiquía -1, mostrando las areniscas masivas de la formación Une y la saturación de aceite para el intervalo productor.
cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 270 ft, con un valor más probable de 150 ft (Figura 8.15). Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006 y del pozo Galerón -1, los cuales varían desde 0.12% a 0.22% con un valor más probable de 0.17% y la saturación de aceite fue tomada de los datos de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel; es así, que el valor mínimo de So se asocio al campo Castilla cuyo valor promedio es de 0.62%, el valor más probable y máximo se asociaron con el campo Castilla Norte con un valor de 0.66% y 0.72% respectivamente (Figura 8.16). Play estructural al nivel de la formación Une • Definición de oportunidades (Play Concept) Acumulaciones de aceite pesado asociado a estructuramiento en zonas transpresionales (Apiay Castilla), o en zonas de fallas antitéticas (Santiago), (Figura 8.2). Los Leads asociados a este tipo de play identificados para la formación Une dentro N del área especial son los siguientes: 1. El Dorado Norte 2. El Dorado Oeste 3. El Dorado Este 4. Humadea
0
Figura 8.13 Localización geográfica del Lead Candilejas-Camoa.
10
20 Km
Lead El Dorado Norte Este Lead se localiza en la parte suroccidental de la cuenca, al suroccidente del campo Castilla, cerca de la ciudad El Dorado (Figura 8.17) de ahí su nombre; es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa la forma de un anticlinal dando un área con cierre propio. Para este Lead fue posible determinar tres áreas con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recur-
S
N
C1 C 3 C5 C7 Mirador
Guadalup Paleozoice o 0
Une
3 Km
Figura 8.14 Línea sísmica MC-1990-1125 mostrando el pinchamiento de la formación Une contra el Paleozoico.
sos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 1.087 acres, un área media de 2.227 acres y un área máxima de 4.577 acres. En la Figura 8.18 se presenta la línea sísmica MG-1990-1325, la cual es una de las nuevas líneas interpretadas y muestra una compleja estructuración donde se pueden observar anticlinales con posibles acumulaciones de hidrocarburos en la Formación Une. La localización de esta línea sísmica se puede observar en la Figura 8.17 resaltada en color azul. Las propiedades petrofísicas requeridas para los cálculos volumétricos para este Lead son las siguientes: un espesor total que puede variar desde 400 ft a 685 ft, con un valor más probable de 600 ft tomados del mapa petrofísico de gross realizado en el trabajo PCP 2006
Figura 8.15 Interpretación petrofísica del pozo Galerón -1, en la cual se observa un paquete masivo de areniscas pertenecientes a la formación Une.
61
Este Lead se localiza en la parte suroccidental de la cuenca, al suroccidente del
Figura 8.16 Interpretación petrofísica del pozo Castilla -11, mostrando las areniscas masivas de la formación Une y la saturación de aceite para el intervalo productor.
y del pozo Coronado -1. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 400 ft a 648 ft, con un valor más probable de 600 ft (Figura 8.19). Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006 y de los datos promedios del campo Castilla, los cuales varían desde 0.12% a 0.20% con un valor más probable de 0.16% y los valores de saturación de aceite asignados fueron los mismos valores dados al Lead de Candilejas-Camoa, con un valor mínimo de 0.62%, un valor más probable de 0.66% y un valor máximo de 0.72% (Figura 8.16). Lead El Dorado Oeste N
0
5
10 Km
Figura 8.17 Localización geográfica de los Leads El Dorado Norte, El Dorado Oeste y El Dorado Este.
SW
C5
campo Castilla, más abajo del Lead Dorado C7 Norte (Figura 8.17); es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural y en la Dorado Oeste líneas sísmicas se observa la forma de un anticlinal dando un área con cierre propio. Para este Lead fue posible determinar tres Guadalupe áreas con el propósito de realizar un cálculo Une Paleozoico probabilístico de los posibles recursos de 0 4 Km hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 255 acres, un área media de 480 acres y un área máxima de 1030 acres. La sección sísmica que muestra las características estructurales para este Lead es la línea MG-1990-1325 (Figura 8.18), La localización de esta línea sísmica se puede observar en la Figura 8.17 resaltada en color azul. Las propiedades petrofísicas requeridas para los cálculos volumétricos para este Lead fueron las mismas identificadas en el Lead El Dorado Norte, un espesor total que puede variar desde 400 ft a 685 ft, con un valor más probable de 600 ft tomados del mapa petrofísico de gross realizado en el trabajo PCP 2006 y del pozo Coronado -1. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 400 ft a 648 ft, con un valor más probable de 600 ft (Figura 8.19). Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006 y de los datos promedios del campo Castilla, los cuales varían desde 0.12% a 0.20% con un valor más probable de 0.16% y los valores de saturación de aceite asignados fueron los mismos valores dados al Lead de CandilejasCamoa, con un valor mínimo de 0.62%, un valor más probable de 0.66% y un valor máximo de 0.72% (Figura 8.16) Lead El Dorado Este Este Lead se localiza en la parte suroccidental de la cuenca, al suroccidente del campo Castilla, al sureste de la ciudad El Dorado (Figura 8.17) de ahí su nombre; es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa la forma de un anticlinal dando un área con cierre propio. Para este Lead fue posible determinar tres
NE
Dorado Norte Mirador
Figura 8.18 Línea sísmica MG-1990-1325 mostrando una compleja estructuración la cual da lugar a posibles acumulaciones de hidrocarburos en la formación Une.
Figura 8.19 Interpretación petrofísica del pozo Coronado -1, en la cual se observa un paquete masivo de areniscas pertenecientes a la formación Une.
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áreas con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a teMirador ner, un área mínima de 398 acres, un área Guadalupe Une media de 894 acres y un área máxima de Paleozoico 1.931 acres. En la Figura 8.20 se presenta la línea sísmica MG-1989-1380, la cual es una de las nuevas líneas interpretadas y muestra un anticlinal asociado a un pliegue 0 2 Km de arrastre con posible acumulación de hidrocarburos en la formación Une. La localiFigura 8.20 Línea sísmica MG-1989-1380 mostrando un anticlinal asociado a un zación de esta línea sísmica se puede observar en la Figura 8.17 resaltada en color azul. pliegue de arrastre dando lugar a posibles Las propiedades petrofísicas requeridas para los cálculos volumétricos para este Lead fueron acumulaciones de hidrocarburos en la formación Une. las mismas identificadas en los dos Leads anteriores (El Dorado Norte Y El Dorado Oeste). SW
NE
Lead Humadea Este Lead se localiza en la parte suroccidental de la cuenca, al suroccidente del campo Chichimene, en cercanías al pozo Humadea -1 (Figura 8.21) de ahí su nombre; es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa la forma de un anticlinal asociado a un pliegue de arrastre, dando un área que cierra contra la falla. Para este Lead fue posible determinar tres áreas con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 186 acres, un área media de 1069 acres y un área máxima de 2.065 acres. En la Figura 8.22 se presenta la línea sísmica MG-1990-2010, la cual es una de las nuevas líneas interpretadas y muestra un anticlinal asociado a un pliegue de arrastre con poN sible acumulación de hidrocarburos en la formación Une. La localización de esta línea sísmica se puede observar en la Figura 8.3.20 resaltada en color azul. Esta estructura se intento probar con el pozo Humadea -1, pero al parecer el pozo esta ubicado sobre el flanco norte de la estructura y muy posiblemente no perforó la zona más alta de la estructura que es donde se encontraría el hidrocarburo. Las propiedades petrofísicas requeridas para los cálculos volumétricos para este Lead son las siguientes: un espesor total 10 Km 0 5 que puede variar desde 800 ft a 1.000 ft, Figura 8.21 Localización geográfica del Lead Humadea. con un valor más probable de 850 ft toma-
NW
SE
Mirador Guadalupe Une Paleozoico
0
4 Km
Figura 8.22 Línea sísmica MG-1990-2010 mostrando un anticlinal asociado a un pliegue de arrastre dando lugar a posibles acumulaciones de hidrocarburos en la formación Une.
Figura 8.23 Interpretación petrofísica del pozo Humadea -1, en la cual se observa un paquete masivo de areniscas pertenecientes a la formación Une.
dos del mapa petrofísico de gross realizado en el trabajo PCP 2006 y del pozo Humadea -1. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 800 ft a 900 ft, con un valor más probable de 850 ft (Figura 8.23) Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006 y de los datos de los pozos cercanos como el pozo Chichimene SW -1 y el pozo Humadea -1, los cuales varían desde 0.11% a 0.16% con un valor más probable de 0.13% y los valores de saturación de aceite asignados fueron tomados de los dos pozos anteriores, con un valor mínimo
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de 0.60%, un valor más probable de 0.68% y un valor máximo de 0.73% (Figura 8.24) Cretácico Gacheta, Guadalupe Play estructural al nivel de la Formación Gacheta • Definición de oportunidades (Play Concept): Se definieron dos Plays estructurales en la Formación Guadalupe en el área localizada al S de los campo Chichimene y Castilla (Figura 8.25), se observan cabalgamientos con estructuras anticlinales bien definidas con eje NE-SW, el despegue se localiza dentro de la sección Paleozoica (Localmente se observan algunos despegues de en la parte basal de la unidad C4). El estilo estructural de esta zona ha sido definido como transpresional. La estratigrafía de este sector comprende las Formaciones cretácicas: Guadalupe (Localmente se encuentra truncado) Gacheta y Une, las Formaciones terciarias Mirador, Carbonera y León, aunque este ultimo se encuentra erodado en gran parte de esta área. Los potenciales reservorios son Une, los intervalos arenosos de Gacheta, Guadalupe y Mirador. Los campos Castilla, Chichimene, Apiay, Guatiquía, tienen producción o han mostrado shows de las unidades mencionadas. Las áreas prospectivas identificadas son las zonas de cabalgamientos asociados a las fallas transpresionales que involucran la secuencia cretácica al sur de los campos Castilla y Chichimene. Se identifican dos tipos de Leads principales: Thrust: Que pueden dar cierres similares a los que tienen los campos ya encontrados en este sector.
Subthrust: Que daría cierre en el bloque yacente contra la falla. Los Leads asociados a este tipo de Play identificados para la Formación Gacheta dentro del área especial son los siguientes: 1. DCP-CRET-1 2. DCP-CRET-2
Figura 8.24 Interpretación petrofísica del pozo Chichimene SW-1, mostrando las areniscas masivas de la formación Une y la saturación de aceite para el intervalo productor.
Figura 8.25 Áreas de interés de la Formación Guadalupe y Gacheta asociadas a pinchamientos y a fallas transprecionales (Anexo 8.3.3).
Lead DCP-CRET-1 Este Lead se localiza en la parte sur occidental de la cuenca, al sur oeste del pozo Humadea-1 (Figura 8.26); fue identificado por las líneas nuevas interpretadas y por la interpolación de la información en el mapa estructural, en el mapa se puede ver el cierre de los contornos alrededor del alto estructural formado por las secuencias sedimentarias deformadas. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 2.510, media de 7.321 acres y un área máxima de 9.720 acres. En la Figura 8.27 se presenta la línea sísmica MG-1989-1340 que muestra el morfología del alto estructural formado por el paleozoico y las unidades suprayacentes del Cretácico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.26 resaltada en color azul. La Formación Gacheta se caracteriza en esta zona por una intercalación de gruesos paquetes de arena de hasta 20 ft y paquetes delgados de arcilla. Para este Lead presenta
Figura 8.26. Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead DCP-CRET-01 y la relimitación areal del Lead por los contornos estructurales.
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ción de aceite fue tomada de los pozos mas cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como el pozo Castilla Norte-2 (Figura 8.29) y del campo Castilla Norte, estos valores van desde 0.54% a 0.64% con un valor mas probable de 0.58%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
Figura 8.27 Línea sísmica MG-1989-1340 mostrando el la morfología del alto estructural encontrado al nivel de la Formación Gacheta. Figura 8.29 Interpretación petrofísica del pozo Castilla Norte -2, mostrando las intercalaciones de areniscas y la su saturación en la Formación Gacheta.
Figura 8.28 Interpretación petrofísica del pozo Humadea-1, mostrando las intercalaciones de areniscas de la Formación Gacheta.
un espesor que total que puede variar desde 150 ft a 350 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el Humadea -1 (Figura 8.28). El espesor de área neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcenporcen taje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 19%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 30 ft a 100 ft, con un valor mas probable de 50 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.13% a 0.19% con un valor mas probable de 0.15% y la satura-
Figura 8.30 Mapa localización geográfica del Lead DCP-CRET-02 y la delimitación areal del Lead por los contornos estructurales que chocan contra la falla.
Lead DCP-CRET-2 Este Lead se localiza en la parte sur occidental de la cuenca, en cercanías al pozo Humadea-1 (Figura 8.30); fue identificado por las líneas nuevas interpretadas y por la interpolación de la información en el mapa estructural, esta dado por el pliegue de arrastre formado por la falla inversa en el bloque colgante. En el mapa se puede ver el cierre de los contornos contra la falla en el bloque colgante. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 801, media de 2.853 acres y un área máxima de 5.064 acres. En la Figura 8.31 se presenta la línea sísmica MG-1990-2010 muestra los cabalgamientos formados por fallas transprecionales que tienen un despegue en la secuencia paleozoica y que pliega las unidades cretácicas y terciarias hasta el C5; la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.3.29 resaltada en color azul. La Formación Gacheta se caracteriza en esta zona por una intercalación de gruesos paquetes de arena de hasta 20 ft y paquetes delgados de arcilla. Para este Lead presenta un espesor que total que puede variar desde 150 ft a 350 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el Humadea -1 (Figura 8.28). El espesor de área neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el
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19%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 30 ft a 100 ft, con un valor mas probable de 50 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.13% a 0.19% con un valor mas probable de 0.15% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos mas cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como el pozo Chichimene SW-1 (Figura 8.32), estos valores van desde 0.59% a 0.69% con un valor mas probable de 0.65%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos. Acuñamiento Formación Guadalupe • Definición de oportunidades (Play Concept: Play de acuñamiento contra el Basamento o el Paleozoico asociado a la subconformidad (Figura 8.25). Para que se forme este tipo de entrampamiento se requiere, además del acuñamiento, que haya sellos lateral y vertical y que los contornos estructurales tengan cierre contra la línea de acuñamiento respectiva. También se pueden encontrar barreras de permeabilidad generadas por el desarrollo de la inconformidad del Eoceno concentrando la presencia de asfaltenos y Tar-mat al tope, la base de la acumulación está controlada por el acuñamiento de las Formación Guadalupe contra Paleozoico o Basamento. Los Leads asociados a este tipo de play identificados para la Formación Gacheta y Guadalupe dentro del área especial son los siguientes: 1. S-Miedo 2. Cabiona-Guarrojo DCP-CRET-5 3. N-Cumarito 4. Murujuy 5. Camoa Vorágine DCP-CRET-3 6. Camoa Vorágine DCP-CRET-4 Lead S-Miedo Este Lead se localiza en la parte nororiental de la cuenca, al sur del campo El Miedo (Figura 8.33) de ahí su nombre; fue identificado gracias a la interpretación de permitieron moldear el limite del pinchamiento de la Formación Guadalupe contra el Paleozoico, es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra este limite de pinchamiento. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilísti-
Figura 8.32 Interpretación petrofísica del pozo Chichimene SW-1, mostrando las areniscas y la su saturación en la Formación Gacheta.
co de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 39.110 acres, un área media de 138.290 acres y un área máxima de 243.070 acres. En la Figura 8.34 se presenta la línea sísmica RT-1989-03 que muestra el pinchamiento de la Formación Guadalupe contra el Paleozoico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.33 resaltada en color azul. La Formación Guadalupe se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso, que para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 10 ft a 100 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Dorotea -1 (Figura 8.35). El espesor de área neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de N
RT-1989-04
20Km
Figura 8.31 Línea sísmica MG-1990-2010 mostrando los altos estructurales formados por las fallas transpresivas que afectan unidades desde el Paleozoico hasta el terciario.
Figura 8.33 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead S-Miedo.
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Figura 8.34 Línea sísmica RT-1989-03 mostrando el pinchamiento de la Formación Guadalupe contra el Paleozoico.
arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 30%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde10 ft a 50 ft, con un valor mas probable de 30 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.26% a 0.30% con un valor más probable de 0.28% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos mas cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como el pozo El Miedo - 5, estos valores van desde 0.58% a 0.82% con un valor mas probable de 0.70%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
Figura 8.35 Interpretación petrofísica del pozo Dorotea -1, mostrando las areniscas masivas de la Formación Guadalupe.
Lead Cabiana-Guarrojo DCP-CRET-5 Este Lead se localiza en la parte central de la cuenca, al sur este del pozo Cabiona-1 (Figura 8.36) de ahí su nombre; fue identificado gracias a las nuevas líneas interpretadas que permitieron moldear el limite del pinchamiento de la Formación Guadalupe contra el Paleozoico, es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra este limite de pinchamiento. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 31556 acres, un área media de 144.670 acres y un área máxima de 225.799 acres. En la Figura 8.37 se presenta la línea sísmica ANH-LL-2005-6280 que muestra el pinchamiento de la Formación Guadalupe contra el Paleozoico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.3.35 resalFigura 8.36 Mapa localización geográfica tada en color azul. mostrando la localización del Lead CavionaGuarrojo DCP_CRET_5. La Formación Guadalupe se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso, que para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 10 ft a 180 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Caño Barulla -1 (Figura 8.38). El espesor de área neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 30%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde10 ft a 50 ft, con un valor mas probable de 30 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.26% a 0.30% con un valor mas probable de 0.28% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos mas cercanos que tienen Figura 8.37 Línea sísmica ANH-LL-2005-6820 mostrando el pinchamiento de la Formación Guadalupe contra el Paleozoico. o tuvieron producción a este nivel como el
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Figura 8.38 Interpretación petrofísica del pozo Cano Barulla-1, mostrando las areniscas de la Formación Guadalupe.
pozo Mateguafa-2A, estos valores van desde 0.58% a 0.82% con un valor mas probable de 0.70%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos. N-Cumarito Este Lead se localiza en la parte central de la cuenca, al norte del pozo Cumarito-1 (Figura 8.39) de ahí su nombre; fue identificado por medio del mapa estructural generado de la interpretación de las líneas sísmicas cercanas al Lead, la información se genero por extrapolación de los datos que permitieron moldear el limite del pinchamiento de la Formación Guadalupe contra el Paleozoico. El límite de pinchamiento delimita el Lead en su parte oriental y los contornos estructurales muestran el cierre en su parte occidental contra dicho límite. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área media de 10.580 acres, un área máxima de 33.890 acres. Para esta área prospectiva se calculo un espesor que total de la Formación Guadalupe que varia desde 100 ft a 240 ft aproximadamente según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Caracara -1 (Figura 8.40). El espesor de área neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 30%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 50 ft, con un valor mas probable de 30 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.26% a 0.30 con un valor mas probable de 0.28% la saturación de
Figura 8.39 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead N-Cumarito.
aceite fue tomada de los pozos mas cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como los pozos Caracara-1 (Figura 8.40) y Jaguar-2, estos valores van desde 0.7% a 0.8% con un valor mas probable de 0.75%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
Figura 8.40 Interpretación petrofísica del pozo Caracara -1, mostrando las areniscas de la Formación Guadalupe.
Lead Murujuy Este Lead se localiza en la parte sur occidental de la cuenca, al sur del pozo Murujuy-1 (Figura 8.41) de ahí su nombre; fue identificado por líneas interpretadas y por la extrapolación de la información interpretada en los mapas. El límite del pinchamiento de la Formación Guadalupe contra el Paleozoico, delimita el Lead hacia el oriente y en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra el pinchamiento al oeste. Se determinaron dos áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área media de 8130 acres y un área máxima de 26.700 acres.
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En la Figura 8.42 se presenta la línea sísmica PL-1988-116 que muestra el pincha-
Figura 8.41 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead Murujuy.
Figura 8.42. Línea sísmica PL-1988-116 mostrando el pinchamiento de la Formación Guadalupe contra el Paleozoico.
miento de la Formación Guadalupe contra el Paleozoico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.41 resaltada en color azul. La Formación Guadalupe se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso, que para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 100 ft a 240 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Murujuy -1 (Figura 8.43). El espesor de área neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 24%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 78 ft, con un valor mas probable de 50 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.2% a 0.24% con un valor mas probable de 0.21% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos mas cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como el pozo Caracara-1 (Figura 8.40) y el Campo Valdivia-Almagro, estos valores van desde 0.66% a 0.78% con un valor mas probable de 0.72%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos. Lead Camoa-Vorágine DCP-CRET-4 Este Lead se localiza en la parte sur occidental de la cuenca, al Noreste del pozo Camoa-1 y en área del pozo Vorágine-1 (Figura 8.44) de ahí su nombre; fue identificado por la extrapolación de la información de líneas nuevas interpretadas en los mapas. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 11.127 acres, un área media de 51.852 acres y un área máxima de 95.100 acres. Este Lead se caracterizo por los mapas de net sand y net gross los cuales varían desde un mínimo de 10 hasta 240 con un valor más probable de 200, las variaciones altas tanto de espesor de la unidad como de las arenas netas se sustenta en la definición del Lead como
Figura 8.43 Interpretación petrofísica del pozo Murujuy-1, mostrando las areniscas de la Formación Guadalupe.
Figura 8.44 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead Camoa-Vorágine DCPCRET-4.
pinchamiento. El espesor de área neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 24%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 50 ft a 200 ft, con un valor mas probable de 150 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.2% a 0.24% con un valor mas probable de 0.22% y la saturación
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Figura 8.45 Interpretación petrofísica del pozo Guatiquía-1, mostrando las areniscas y los intervalos de saturación de aceite en la Formación Guadalupe.
de aceite fue tomada de los pozos mas cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como el pozo Gutiquía-1 (Figura 8.45), estos valores van desde 0.55% a 0.61% con un valor mas probable de 0.66%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos. Mirador Acuñamiento Formación Mirador • Definición de oportunidades (Play Concept) Play de acuñamiento contra la subconformidad (Figura 8.46), interacción de las arenas Formación Mirador contra las rocas del Paleozoico y basamento, selladas por arcillolitas de la unidad Carbonera C8. Los Leads asociados a este tipo de play identificados para la formación Mirador dentro del área especial son los siguientes: 1. E – Corocora 2. N – Rubiales 3. El Viento - E 4. El Viento – W Lead E - Corocora Este Lead se localiza en la parte nororiental de la cuenca, al suroeste del campo El Miedo y al este del poso Corocora -1(Figura 8.47) de ahí su nombre, es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra el limite de pinchamiento sobre la inconformidad del Eoceno. Se determinaron dos áreas para el Lead con
Figura 8.46 Áreas de interés a Nivel de Mirador, asociadas al acuñamiento de la Formación contra Paleozoico y Canales fluviales (Anexo 8.3.4).
el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área media de 5.890 acres y un área máxima de 32.920 acres. En la Figura 8.48 se presenta la línea sísmica CGE-1986-01 la cual muestra el pinchamiento de la formación Mirador contra la discordancia del Eoceno. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.46 resaltada en color azul. La formación Mirador se caracteriza por presentar paquetes de areniscas con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 10 ft a 130 ft según los mapas petrofísicos
70
N
0
20
8.49). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 40 ft, con un valor más probable de 20 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.28% a 0.34% con un valor más probable de 0.3% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como los pozos Barquereña -1 y Guahibos -1, estos valores van desde 0.63% a 0.73% con un valor más probable de 0.69% (Figuras 8.50 y 8.51).
40 Km
Figura 8.47 Localización geográfica del Lead E - Corocora.
Leon
SW C1 C5 Mirador
NE
C3 C7
Guadalupe
realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Corocora -1 (Figura
Figura 8.49 Interpretación petrofísica del pozo Corocora -1, mostrando las areniscas de la Formación Mirador.
Une
Lead N - Rubiales Este Lead se localiza en la parte Suroriental de la cuenca, al norte del campo Rubiales (Figura 8.52) de ahí su nombre, es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra el límite de pinchamiento sobre el Paleozoico. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 26.540 acres, un área media de 298.730 acres y un área máxima de 504.600 acres. En la Figura 8.52 se presenta la línea sísmica V-1981-02 la cual muestra el pinchamiento de la formación Mirador contra el Paleozoico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.52 resaltada en color azul. La Formación Mirador se caracteriza por presentar paquetes de areniscas con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 10 ft a 130 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Pirirí -1 y 2 (Figura 8.53). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 120 ft, con un valor más probable de 72 ft. Paleozoico
Basamento
0
3 Km
Figura 8.48 Línea sísmica CGE-1986-01 mostrando el pinchamiento de la formación Mirador contra el la inconformidad del Eoceno.
Figura 8.50 Interpretación petrofísica del pozo Barquereña -1, mostrando pequeños paquetes de areniscas intercalados con intervalos arcillosos de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado en la base de esta unidad.
Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.24% a 0.3% con un valor más probable de 0.26% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como los pozos Entrerríos -1 y Valdivia -2, estos valores van desde 0.55% a 0.6% con un valor más probable de 0.72% (Figuras 8.55 y 8.56). Lead El Viento E Este Lead se localiza en la parte Sur de la cuenca, al sur del campo Valdivia, en cercanías al pozo El Viento -1 (Figura 8.57) de ahí su nombre, es posible delimitar el Lead ya que en
71
NW
0
Figura 8.51 Interpretación petrofísica del pozo Guahibos -1, mostrando paquetes de areniscas intercalados con intervalos arcillosos de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado hacia la base de esta unidad.
Leon
4 Km
Figura 8.53 Línea sísmica V-1981-02 mostrando el pinchamiento de la formación Mirador contra el Paleozoico.
N
Figura 8.52 Localización geográfica del Lead N - Rubiales.
el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra el limite de pinchamiento sobre el Paleozoico. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, un área mínima de 62.140 acres, un área media de 234.790 acres y un área máxima de 334.446 acres. En la Figura 8.58 se presenta la línea sísmica RA-1992-103 la cual muestra el pinchamiento de la formación Mirador contra el Paleozoico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.56 resaltada en color azul. La formación Mirador se caracteriza por presentar paquetes de areniscas con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, que para este Lead específicamente,
Figura 8.54 Interpretación petrofísica del pozo Pirirí -1, mostrando las areniscas de la formación Mirador.
presenta un espesor total que puede variar desde 10 ft a 121 ft según los mapas peSE trofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Turpial -1 C1 (Figura 8.59). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que C3 C5 cumplen con un porcentaje menor del 30% C7 de arcilla y con una porosidad efectiva entre Mirador Paleozoico el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 40 ft, con un valor más probable de 24 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.19% a 0.24% con un valor más probable de 0.21% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como los pozos Turpial -1, EL Viento -1 y Almagro -1, estos valores van desde 0.54% a 0.65% con un valor más probable de 0.62% (Figura 8.60). Lead El Viento W Este Lead se localiza en la parte Suroccidental de la cuenca, al suroeste del campo Valdivia, en cercanías al pozo El Viento -1 (Figura 8.61) de ahí su nombre, es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra el limite de pinchamiento sobre el Paleozoico. Se determinaron dos áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área media de 27.920 acres y un área máxima de 86.840 acres. En la Figura 8.62 se presenta la línea sísmica RA-1992-101 la cual muestra el pinchamiento de la formación Mirador contra el Paleozoico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.59 resaltada en color azul. La Formación Mirador se caracteriza por presentar paquetes de areniscas con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 10 ft a 50 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Turpial -1. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen
72
Figura 8.55 Interpretación petrofísica del pozo Entrerríos -1, mostrando paquetes de areniscas intercalados con intervalos arcillosos de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado en la parte superior de esta unidad.
Canales Fluviales Mirador • Definición de oportunidades (Play Concept): Geometría de los cuerpos definida por los contornos de espesor asociados a canales fluviales. Arquitectura que genera cambios multilaterales y sobrepuestos con una relación arena neta / arena total mayor al 80%. (Figura 8.63). Los Leads asociados a este tipo de play identificados para la formación Mirador dentro del área especial son los siguientes: 1. Pato-Chiguiro 2. Barquereña-Estella 3. Guarilaque-Reforma 4. Chaviva-Jaguar 5. Vorágine
N
0
20
40 Km
Figura 8.57 Localización geográfica del Lead El Viento E.
N
Leon
Lead Pato-Chiguiro Este Lead se localiza en la parte Norte de la cuenca, al sureste del campo Caño Limón, en cercanías a los pozos Pato -1 y Chiguiro -1 (Figura 8.62) de ahí su nombre, el Lead se delimita a partir del mapa petrofísico de la relación Net to Gross para la formación Mirador, envolviendo los valores que tienen una relación mayor del 80%, lo cual quiere decir, que del espesor total el 80% es arena. Se determinaron dos áreas para el
S C1 C3 C5 C7 Mirador
Paleozoico 0
6 Km
Figura 8.58 Línea sísmica RA-1992-103 mostrando el pinchamiento de la formación Mirador contra el Paleozoico.
Figura 8.56 Interpretación petrofísica del pozo Valdivia -2, mostrando paquetes de areniscas intercalados con pequeños intervalos arcillosos de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena productora de esta unidad.
con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 40 ft, con un valor más probable de 20 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.22% a 0.26% con un valor más probable de 0.24% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como los pozos Turpial -1, EL Viento -1 y Almagro -1, estos valores van desde 0.54% a 0.65% con un valor más probable de 0.62%.
Figura 8.59 Interpretación petrofísica del pozo Turpial -1, mostrando las areniscas de la formación Mirador.
73
Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área media de 101.750 acres y un área máxima de 339.480 acres. En la Figura 8.64 se presenta la línea sísmica RLJ-1984-1034 la cual muestra posibles canales fluviales dentro de la formación Mirador. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.63 resaltada en color azul. La formación Mirador se caracteriza por presentar paquetes de areniscas con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, a partir de la respuesta de los registros de pozo se puede deducir que estos cuerpos arenosos pertenecen a barras de arena de canales fluviales, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 170 ft a 350 ft con un valor más probable de 230 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como los pozos Chiguiro -1 y Pato -1 (Figura 8.65). El espesor de N arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 100 ft a 203 ft, con un valor más probable de 160 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.25% a 0.3% con un valor más probable de 0.28% 0 0 20 y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como los pozos Caño Rondón -1 y Araguato -1, estos valores van desde 0.56% a 0.8% con un valor más probable de 0.65% (Figuras 8.66 y 8.67). Lead Barquereña-Estella Este Lead se localiza en la parte Norte de la cuenca, al occidente del campo El Miedo, en cercanías a los pozos Barquereña -1 y Estella -1 (Figura 8.68) de ahí su nombre, el Lead se delimita a partir del mapa petrofísico de la relación Net to Gross para la Formación Mirador,
envolviendo los valores que tienen una relación mayor del 80%, lo cual quiere decir, que del espesor total el 80% es arena. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 56.390 acres, un área media de 426.670 acres y un área máxima de 903.920 acres.
N
Leon
S
C1 C3 C5 C7
Mirador
Paleozoico Figura 8.60 Interpretación petrofísica del pozo Almagro -1, mostrando un paquete bastante arenoso con pequeñas intercalaciones de arcilla de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado en la parte superior de esta unidad.
0
4 Km
Figura 8.62 Línea sísmica RA-1992-103 mostrando el pinchamiento de la formación Mirador contra el Paleozoico. N
0
20 40 Km
40 Km
Figura 8.61 Localización geográfica del Lead El Viento E.
20
40 Km
Figura 8.63 Localización geográfica del Lead Pato-Chiguiro.
En la Figura 8.69 se presenta la línea sísmica EL-1985-03 la cual muestra posibles canales fluviales dentro de la formación Mirador. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.69 resaltada en color azul. La formación Mirador se caracteriza por presentar paquetes de areniscas con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, a partir de la respuesta de los registros de pozo se puede deducir que estos cuerpos arenosos pertenecen a barras de arena de canales fluviales, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 55 ft a 170 ft con un valor más probable de 90 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como los pozos Barque-
74
reña -1 y Guahibos -1 (Figura 8.70). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 11 ft a 92 ft, con un valor más probable de 69 ft.
SW
NE Leon C1 C3 C5 C7
Mirador
Guadalupe Une
Paleozoico 0
6 Km
Figura 8.64 Línea sísmica RLJ-1984-1034 mostrando discontinuidad de las reflexiones sísmicas atribuidas a canales fluviales de la formación Mirador.
Figura 8.65 Interpretación petrofísica del pozo Chiguiro -1, mostrando las areniscas de la formación Mirador.
Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.18% a 0.26% con un valor más probable de 0.23% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como los pozos Barquereña -1 y Guahibos -1, estos valores van desde 0.63% a 0.75% con un valor más probable de 0.69% (Figuras 8.70).
Lead Guarilaque-Reforma Este Lead se localiza en la parte central de la cuenca, al Norte del campo Rubiales, en cercanías a los pozos Guarilaque -1 y Reforma -1 (Figura 8.72) de ahí su nombre, el Lead se delimita a partir del mapa petrofísico de la relación Net to Gross para la formación Mirador, envolviendo los valores que tienen una relación mayor del 80%, lo cual quiere decir, que del espesor total el 80% es arena. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 77.930 acres, un área media de 387.110 acres y un área máxima de 792.980 acres. En la Figura 8.72 se presenta la línea sísmica C-1980-1840 la cual muestra posibles canales fluviales dentro de la formación Mirador. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.71 resaltada en color azul. La formación Mirador se caracteriza por presentar paquetes de areniscas con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, a partir de la respuesta de los registros de pozo se puede deducir que estos cuerpos arenosos pertenecen a barras de arena de canales fluviales, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 85 ft a 270 ft con un valor más probable de 150 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Guarilaque -1 (Figura 8.73). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 19 ft a 121 ft, con un valor más probable de 87 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.23% a 0.28% con un valor más probable de 0.25% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como el pozo La Punta -1, estos valores van desde 0.56% a 0.7% con un valor más probable de 0.62% (Figura 8.74).
Figura 8.66 Interpretación petrofísica del pozo Caño Rondón -1, mostrando paquetes de areniscas intercalados con intervalos arcillosos de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado en la parte superior de esta unidad.
Figura 8.67 Interpretación petrofísica del pozo Araguato -1, mostrando paquetes de areniscas intercalados con pequeños intervalos arcillosos de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado en la parte media de esta unidad.
75
N
30
0
60 Km
Figura 8.68 Localización geográfica del Lead Barquereña-Estella.
S
N
Figura 8.70 Interpretación petrofísica del pozo Guahibos -1, mostrando paquetes de areniscas intercalados con intervalos arcillosos de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado hacia la base de esta unidad.
Leon
N
C7
C1 C3 C5
Mirador
Guadalupe Une Paleozoico
0
6 Km
Basamento
Figura 8.69 Línea sísmica EL-1985-03 mostrando discontinuidad de las reflexiones sísmicas atribuidas a canales fluviales de la formación Mirador.
Lead Chaviva-Jaguar Este Lead se localiza en la parte sur de la cuenca, al Noroccidente del campo Rubiales, en cercanías a los pozos Chaviva -1 y Jaguar -1 (Figura 8.75) de ahí su nombre, el Lead se delimita a partir del mapa petrofísico de la relación Net to Gross para la formación Mirador, envolviendo los valores que tienen una relación mayor del 80%, lo cual quiere decir, que del espesor total el 80% es arena. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 81.090 acres, un área media de 385.173 acres y un área máxima de 681.130 acres. En la Figura 8.76 se presenta la línea sísmica CH-1980-2000 la cual muestra posibles canales fluviales dentro de la formación Mirador. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.3.75 resaltada en color azul. La Formación Mirador se caracteriza por presentar paquetes de areniscas con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, a partir de la respuesta de los registros de pozo se puede deducir que estos cuerpos arenosos pertenecen a barras de
0
20
40 Km
Figura 8.71 Localización geográfica del Lead Guarilaque-Reforma.
arena de canales fluviales, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 70 ft a 130 ft con un valor más probable de 110 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Yucao -1 y Jaguar -1 (Figura 8.77). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 115 ft, con un valor más probable de 80 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.22% a 0.28% con un valor más probable de 0.26% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción
76
a este nivel como los pozos Bengala -1 y Jaguar-2, estos valores van desde 0.57% a 0.81% con un valor más probable de 0.67% (Figura 8.78).
NW
SE
Leon
Lead Vorágine Este Lead se localiza en la parte suroccidental de la cuenca, al Occidente del campo Valdivia, en cercanías al pozo Vorágine (Figura 8.79) de ahí su nombre, el Lead se 0 6 Km delimita a partir del mapa petrofísico de la relación Net to Gross para la formación Mirador, envolviendo los valores que tienen una relación mayor del 80%, lo cual quiere decir, que del espesor total el 80% es arena. Se determinaron dos áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área media de 77.100 acres y un área máxima de 231.640 acres. En la Figura 8.80 se presenta la línea sísmica Q-1985-1000 la cual muestra posibles canales fluviales dentro de la formación Mirador. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.81 resaltada en color azul. La formación Mirador se caracteriza por presentar paquetes de areniscas con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, a partir de la respuesta de los registros de pozo se puede deducir que estos cuerpos arenosos pertenecen a barras de arena de canales fluviales, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 70 ft a 130 ft con un valor más probable de 100 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a pozos cercanos como el pozo Camoa -1 y Jaguar -1 (Figura 8.81). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 20 ft a 114 ft, con un valor más probable de 90 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.14% a 0.26% con un valor más probable de 0.19% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como los pozos Pachaquiaro -1 y Camoa -1, estos valores van desde 0.6% a 0.7% con un valor más probable de 0.63% (Figura 8.81).
C1 C3 C7
C5
Mirador
Guadalupe
Paleozoico
Basamento
Figura 8.72 Línea sísmica C-1980-1840 mostrando discontinuidad de las reflexiones sísmicas atribuidas a canales fluviales de la formación Mirador.
Figura 8.74 Interpretación petrofísica del pozo La Punta -1, mostrando paquetes de areniscas intercalados con intervalos arcillosos de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado en la parte superior de esta unidad.
N
0
20
40 Km
Figura 8.75 Localización geográfica del Lead Chaviva-Jaguar.
Figura 8.73 Interpretación petrofísica del pozo Guarilaque -1, mostrando las areniscas de la formación Mirador.
Carbonera Acuñamiento Unidad C7 • Definición de oportunidades (Play Concept) Potencial de acumulación de hidrocarburos en el acuñamiento de la unidad C7 contra rocas del Paleozoico (Figura 8.82). Para que se forme este tipo de entrampamiento se requiere, además del acuñamiento, que haya sellos lateral y vertical y que los contornos estructurales tengan cierre contra la línea de acuñamiento respectiva. Los Leads asociados a este tipo de play identificados para la Formación Gacheta y Guadalupe dentro del área especial son los siguientes: 1. E-Rubiales 2. SE- Rubiales 3. El Viento- E 4. El Viento-O DCP-C7-01
77
NW
SE
5. El Viento-O DCP-C7-02 6. DCP-C7-03
Leon C1 C3
C5
C7
Mirador 0
6 Km
Figura 8.76 Línea sísmica CH-1980-2000 mostrando discontinuidad de las reflexiones sísmicas atribuidas a canales fluviales de la Formación Mirador.
Figura 8.77 Interpretación petrofísica del pozo Jaguar -1, mostrando las areniscas de la formación Mirador.
Lead E-Rubiales Este Lead se localiza en la parte sur Guadalupe central de la cuenca, al sur este del campo Paleozoico Rubiales (Figura 8.83) de ahí su nombre; fue identificado gracias a las nuevas líneas interpretadas que permitieron moldear el Basamento limite del pinchamiento de la Unidad C7, es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra este limite de pinpin chamiento. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, un área mínima de 11.850 acres, un área media de 61.930 acres y un área máxima de 202.230 acres. En la Figura 8.84 se presenta la línea sísmica VI-1992-4660 que muestra el pinchamiento de la Unidad C7 contra el Paleozoico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.3.83 resaltada en color azul en la parte derecha del mapa. La Unidad C7 se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso con intercalaciones arcillosas esporádicas, para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 10 ft a 200 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 26%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 100 ft, con un valor mas probable de 50 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.20% a 0.26% con un valor mas probable de 0.21% y la saturación de aceite fue tomada del campo Rubiales y que como referencia se tiene aquí el pozo Rubiales - 6 que tienen o tubo producción a este nivel (Figura 8.85), estos valores van desde 0.54% a 0.70% con un valor mas probable de 0.62%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
Lead SE-Rubiales Este Lead se localiza en la parte sur central de la cuenca, al sur del campo Rubiales de ahí su nombre; fue identificado gracias a líneas interpretadas que permitieron moldear el límite del pinchamiento de la Unidad C7 y a la extrapolación de los datos en el mapa. Es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra este límite de pinchamiento. Se determino un área para el Lead para realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, el área única es 19.960. Sobre este Lead no pasa ninguna línea sísmica, por lo cual se extrapolo la información y se tomo como referencia la línea sísmica cercana VI-1992-3280 (Figura 8.86), que se localiza en la parte inferior izquierda en la Figura 8.3.83 resaltada en color azul. En este Lead se tomaron para espesor de la unidad y la arena neta las mismas caractecaracte rísticas definidas para E-Rubiales.
Figura 8.78 Interpretación petrofísica del pozo Bengala -1, mostrando paquetes de areniscas intercalados con intervalos arcillosos de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado en la parte superior de esta unidad.
N
0
20
40 Km
Figura 8.79 Localización geográfica del Lead Voragine.
78
Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.20% a 0.24% con un valor mas probable de 0.22% y la saturación de aceite fue tomada del campo Rubiales y que como referencia se tiene aquí el pozo Rubiales – 6 y SV-7 que tienen o tubo producción a este nivel estos valores van desde 0.54% a 0.73% con un valor mas probable de 0.62%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
W
E
Leon C1 C3 C5 C7 Mirador
Guadalupe Paleozoico
0
6 Km
Lead El Viento - E Este Lead se localiza en la parte suroeste de la cuenca, al sur del pozos El Viento (Figura 8.88) de ahí su nombre; fue identificado por la interpretación de nuevas líneas sísmicas gracias a las cuales se modifico el área anteriormente definida precisando el limite del pinpin chamiento de la Unidad C7, es posible delimitar este Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra el limite de pinchamiento. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, un área mínima de 19390 acres, un área media de 88.730 acres y un área máxima de 161.580 acres.
Figura 8.81 Interpretación petrofísica del pozo Camoa -1, mostrando paquetes de areniscas intercalados con intervalos arcillosos de la formación Mirador y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado en la parte superior de esta unidad.
Basamento
Figura 8.80 Línea sísmica Q-1985-1000 mostrando discontinuidad de las reflexiones sísmicas atribuidas a canales fluviales de la formación Mirador.
Figura 8.82 Áreas de interés de la Unidad C7 asociadas a pinchamientos y a Canales Fluviales (Anexo 8.3.5).
Figura 8.83 Mapa localización geográfica
En la Figura 8.87 se presenta la línea sísmica M-1988-1550 que muestra el pinchamiento de la Unidad C7 contra el la inconformidad Paleozoico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.88 resaltada en color azul. La Unidad C7 se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso con intercalaciones arcillosas esporádicas, para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 10 ft a 250 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y el pozo El Viento -1 (Figura 8.89) . El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla mostrando la localización del Lead E-Rubiales. y con una porosidad efectiva entre el 10% y
79
Figura 8.84 Línea sísmica VI-1992-4660 mostrando el pinchamiento de la Unidad C7 contra el Paleozoico.
Figura 8.85 Interpretación petrofísica del pozo Rubiales - 6, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
el 25%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 135 ft, con un valor mas probable de 75 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.20% a 0.25% con un valor mas probable de 0.24% y la saturación de aceite fue tomada del pozo Manacasias - 2 (Figura 8.90) que tienen o tubo producción a este nivel, estos valores van desde 0.56% a 0.72% con un valor mas probable de 0.63%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
Lead El Viento – O DCP-C7-1 Este Lead se localiza en la parte suroeste de la cuenca, al sur del pozo Camoa-1 y al oeste del pozo El Viento (Figura 8.91) de ahí su nombre; fue identificado por la interpretación de las nuevas líneas sísmicas y gracias a las cuales se modifico y preciso la línea de pinchamiento de la Unidad C7. Este Lead se delimito por el cierre que el mapa Figura 8.86 Línea sísmica VI-1992-3280 mostrando el pinchamiento de la Unidad C7 contra el estructural muestra contra el pinchamiento Paleozoico. al oeste y contra una falla inversa que afecta la sección sedimentaria desde el Basamento hasta el terciario cerrando el Lead al este. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, un área mínima de 11.105 acres, un área media de 37.948 acres y un área máxima de 49.388 acres. La Unidad C7 se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso con intercalaciones arcillosas esporádicas, para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 10 ft a 150 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y el pozo SA-14 (Figura 8.93). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 20%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 50 ft, con un valor mas probable de 30 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.18% a 0.20% con un valor mas probable de 0.19% y la saturación de aceite fue tomada del pozo Manacasías - 2 (Figura 8.90) que tienen o tubo producción a este nivel, estos valores van desde 0.56% a 0.72% con un valor mas probable de 0.63%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
Figura 8.87 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead El Viento – E.
Lead El Viento – O DCP-C7-2 Este Lead se localiza en la parte suroeste de la cuenca, al sur este del pozo Camoa-1 y al oeste del pozo El Viento (Figura 8.94)
80
de ahí su nombre; fue identificado por la interpretación de las nuevas líneas sísmicas y gracias a las cuales se modifico y preciso el la línea de pinchamiento de la Unidad C7. Este Lead se delimitó por el cierre que el mapa estructural muestra contra el pinchamiento al lado este como al oeste. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, Figura 8.88 Línea sísmica M-1988-1550 mostrando el pinchamiento de la Unidad C7 contra el un área mínima de 42.308 acres, un área Paleozoico. media de 111.312 acres y un área máxima de 168.715 acres. En la Figura 8.95 se presenta la línea sísmica M-1988-1000 que muestra el pinchamiento de la Unidad C7 sobre la inconformidad del Paleozoico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.94 resaltada en color azul. La Unidad C7 se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso con intercalaciones arcillosas esporádicas, para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 10 ft a 250 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un Figura 8.89 Interpretación petrofísica del pozo porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 25%, El viento - 1, mostrando las areniscas de la Unidad C7. en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 50 ft, con un valor mas probable de 30 ft. Los valores de porosidad y net pay fueron tomados del pozo Manacasías-2 y son los mismos parámetros del Lead anterior (El Viento-O DCP-C7-02). Lead DCP-C7-03 Este Lead se localiza en la parte noroeste de la cuenca, al sur este del campo El Miedo (Figura 8.96); fue identificado por la interpretación de las nuevas líneas sísmicas y gracias a las cuales se modifico y preciso la línea de pinchamiento de la Unidad C7. Este Lead se delimito por el cierre que el mapa estructural muestra contra el pinchamiento al este. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico
de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, un área mínima de 35.053 acres, un área media de 68.461 acres y un área máxima de 117.581 acres. En la Figura 8.97 se presenta la línea sísmica RT-1989-03 que muestra el pinchamiento de la Unidad C7 sobre el Basamento. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.96 resaltada en color azul.
Figura 8.90 Interpretación petrofísica del pozo Manacasias-2, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
Figura 8.91 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead El Viento – O DCP_C7_01.
81
Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.18% a 0.24% con un valor mas probable de 0.20% y la saturación de aceite fue tomada del pozo Palmarito-1, Guarilaque-1, Paravare-1 y Caño Duya - 1 (Figura 8.98) que tienen o tubo producción a este nivel, estos valores van desde 0.56% a 0.72% con un valor mas probable de 0.63%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos. Figura 8.92 Línea sísmica MC-1991-102 mostrando adelgazamiento de la unidad y el límite este contra la falla inversa que le da sierre el Lead para la Unidad C7.
Canales Unidad C7 Definición de oportunidades (Play Concept): Potencial de acumulación de hidrocarburos asociado a sistemas fluviales complejos: A- Barras puntuales de arenas (point bar) apiladas, caracterizadas por rangos de porosidad y permeabilidad altos y uniformes. Figura 8.94 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead El Viento – O DCP_C7_02.
Figura 8.93 Interpretación petrofísica del pozo SA-14, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
La Unidad C7 se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso con intercalaciones arcillosas esporádicas, para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 10 ft a 200 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y los pozos Palmarito-1 y Guarilaque-1. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 24%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 50 ft, con un valor mas probable de 30 ft.
Figura 8.95 Línea sísmica M-1988-1000 mostrando el pinchamiento de la Unidad C7 contra el Paleozoico.
82
B- Zonas de interacción entre sistemas fluviales axiales y laterales, con cambios laterales dados por los cambios de facies que dan lugar a cambios en las propiedades petrofísicas de la roca, los cuales junto con los procesos geoquímicos propios del entorno de crudos pesados forman la arquitectura interna del yacimiento. C- Efecto hidrodinámico asociado al basculamiento regional de la cuenca y combinando los conceptos anteriores, con fuerte influjo de aguas frescas provenientes del escudo. 1. Lead La Tortuga – La Coral 2. Lead El Miedo 3. Lead Corocora-Simón 4. Lead Influencia Rubiales 5. Lead Valdivia-Melua
Figura 8.98 Interpretación petrofísica del pozo Cano Duya-1, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
Figura 8.96 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead El Viento – O DCP_ C7_03.
Análogos: Campo Rubiales con 410 MMBO (P10) in situ. Lead La Tortuga – La Coral Este Lead se localiza en la parte norte de la cuenca, al este del campo Cano Limón al oeste de el pozo La Tortuga-1 y al norte de La Coral-1 (Figura 8.99) de los cuales toma su nombre; fue identificado por la relación de Net to Gross mayor al 80%, lo que indica unos desarrollos importantes de arenas sectorizados donde las demás propiedades petrofísicas se mejoran considerablemente, la delimitación se realizo dada una cierta tendencia de orientación preferencial de E-W aproximada, para la Unidad C7. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, un área mínima de 28420 acres, un área media de 3.031.990 acres y un área máxima de 5.695.800 acres. En la Figura 8.100 se presenta la línea sísmica CPSRJ-1984-3016 que muestra las características de respuesta sísmica de amplitudes altas en la Unidad C7 y unas ciertas discontinuidades de los reflectores que pueden estar indicando la presencia de canales. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.3.98 resaltada en color azul.
Figura 8.97 Línea sísmica RT-1989-03 mostrando pinchamiento de la Unidad C7 contra el Basamento.
Figura 8.99 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead La Tortuga – La Coral.
La Unidad C7 se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso con intercalaciones arcillosas esporádicas, para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 110 ft a 170 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y los pozos La Tortuga-1 y La Coral-1 (Figura 8.101). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 36%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 40 ft a 160 ft, con un valor mas probable de 110 ft.
83
Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.20% a 0.36% con un valor mas probable de 0.32% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos Guarilaque-1, Paravare-1 y Cano Duya-1 (Figura 8.98) que tienen o tuvieron producción a este nivel, estos valores van desde 0.55% a 0.7% con un valor mas probable de 0.60%.
Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
lación de Net to Gross mayor al 80%, lo que indica unos desarrollos importantes de arenas sectorizados donde las demás propiedad petrofísicas se mejoran considerablemente, la delimitación se realizo dada una cierta tendencia de orientación preferencial de E-W aproximada, para la Unidad C7. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, un área mínima de 63.410 acres, un área media de 529.520 acres y un área máxima Figura 8.102 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead El Miedo. de 1.174.950 acres. En la Figura 8.103 se presenta la línea sísmica CL-1986-63_2 que muestra las características de respuesta sísmica de la Unidad C7 y unas ciertas discontinuidades de los reflectores que pueden estar indicando la presencia de canales. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.102 resaltada en color azul. La Unidad C7 se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso con intercalaciones arcillosas esporádicas, para Figura 8.103 Línea sísmica CL-1986-63_2 este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 70 ft a mostrando respuesta sísmica de los reflectores en la Unidad C7. 270 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y los pozos Stella -1 (Figura 8.104) y Caño Negro-1. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 36%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 120 ft a 275 ft, con un valor mas probable de 150 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.24% a 0.36% con un valor mas probable de 0.28% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos Guarilaque-1, Paravare-1 y Cano Duya-1 que tienen o tuvieron producción a este nivel, estos valores van desde 0.55% a 0.7% con un valor mas probable de 0.60%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
Lead El Miedo Este Lead se localiza en la parte nororiental de la cuenca, se extiende de este a oeste sobre el campo El miedo (Figura 8.102) del cual toma su nombre; fue identificado por la re-
Lead Corocora-Simón Este Lead se localiza en la parte central de la cuenca, al este del Campo Jordán y Sardinas; fue identificado por la relación de Net to Gross mayor al 80%, lo que indica unos desa-
Figura 8.100 Línea sísmica CPSRJ-1984-3016 mostrando respuesta sísmica de los reflectores en la Unidad C7.
Figura 8.101 Interpretación petrofísica del pozo La Coral-1, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
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Figura 8.104 Interpretación petrofísica del pozo Stella-1, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
Figura 8.105 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead CorocoraSimón.
rrollos importantes de arenas sectorizados donde las demás propiedad petrofísicas se mejoran considerablemente, la delimitación se realizo dada una cierta tendencia de orientación preferencial de NE-SW aproximada, para la Unidad C7. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, un área mínima de 179.220 acres, un área media de 842.270 acres y un área máxima de 1.472.060 acres. En la Figura 8.3.105 se presenta la línea sísmica CL-1987-33_3 que muestra las características de respuesta sísmica de la Unidad C7 y unas ciertas discontinuidades de los reflectores que pueden estar indicando la presencia de canales. La lolo calización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.107 resaltada en color azul. La Unidad C7 se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso con intercalaciones arcillosas esporádicas, para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 70 ft a 250 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y los pozos Caño Barulla-1 (Figura 8.107) y Remache Sur-1. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 28%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 60 ft a 133 ft, con un valor mas probable de 100 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.24% a 0.28% con un valor mas probable de 0.26% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos Guarilaque-1, Paravare-1 y Cano Duya-1 que tienen o tuvieron producción a este nivel, estos valores van desde 0.55% a 0.7% con un valor mas probable de 0.60%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
SW
NW
Figura 8.106 Línea sísmica CL-1987-33_3 mostrando respuesta sísmica de los reflectores en la Unidad C7.
Figura 8.107 Interpretación petrofísica del pozo Caño Barulla-1, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
Lead Influencia Rubiales Este Lead se localiza en la parte central hacia el sur de la cuenca, se extiende de este a oeste dentro y fuera del Campo Rubiales (Figura 8.108) de donde toma su nombre; fue identificado por la relación de Net to Gross mayor al 80%, lo que indica unos desarrollos importantes de arenas sectorizados donde las demás propiedad petrofísicas se mejoran considerablemente, la delimitación se realizo dada una cierta tendencia de orientación preferencial de SE-NW aproximada, para la Unidad C7.
85
Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, un área mínima de 320.620 acres, un área media de 1.314.790 acres y un área máxima de 2.207.960 acres. En la Figura 8.109 se presenta la línea sísmica HP-1981-06 que muestra las características de respuesta sísmica de la Unidad C7 que esta descansando sobre el Basamento y unas ciertas discontinuidades de los reflectores que pueden estar indicando la presencia de canales. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.108 resaltada en color azul. La Unidad C7 se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso con intercalaciones arcillosas esporádicas, para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 80 ft a 280 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y los pozos ST GU-19, SV-7 (Figura 8.110) y Cumarito-1. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 28%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 40 ft a 225 ft, con un valor mas probable de 150 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.18% a 0.28% con un valor mas probable de 0.26% y la saturación de aceite fue tomada del Campo Rubiales (Figura 8. 111) y del pozo Jurdan-1 (Figura 8.112) que tienen o tuvieron producción a este niW vel, estos valores van desde 0.54% a 0.87%
unos desarrollos importantes de arenas sectorizados donde las demás propiedad petrofísicas se mejoran considerablemente, la delimitación se realizo dada una cierta tendencia de orientación preferencial de SE-NW aproximada, para la Unidad C7.
Figura 8.108 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead Influencia Rubiales. Figura 8.110 Interpretación petrofísica del pozo SV-7-1, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
E
con un valor más probable de 0.60%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos. Lead Valdivia-Melua Este Lead se localiza en la parte sur occidental de la cuenca, esta hacia la parte sur del Campo Valdivia de donde toma su nombre; fue identificado por la relación de Net to Gross mayor al 80%, lo que indica
Figura 8.111 Interpretación petrofísica del pozo Rubiales-4, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
Figura 8.109 Línea sísmica HP-1981-06 mostrando respuesta sísmica de los reflectores en la Unidad C7.
Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podría llegar a tener, un área mínima de 29.450 acres, un área media de 188.150 acres y un área máxima de 483.890 acres.
86
Figura 8.112 Interpretación petrofísica del pozo Jurdan-1, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
W En la Figura 8.114 se presenta la línea sísmica Q-1986-600 que muestra las características de respuesta sísmica de la Unidad C7 y unas ciertas discontinuidades de los reflectores que pueden estar indicando la presencia de canales. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.113 resaltada en color azul. La Unidad C7 se caracteriza por ser un paquete predominantemente arenoso con intercalaciones arcillosas esporádicas, para este Lead específicamente, presenta un espesor que total que puede variar desde 200 ft a 350 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y los pozos Valdivia-2 y Melua-1 (Figura 8.115). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 28%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 20 ft a 100 ft, con un valor mas probable de 40 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.18% a 0.28% con un valor mas probable de 0.26% y la saturación de aceite fue tomada los pozos Manacacías 1 y 2 que tienen o tuvieron producción a este nivel, estos valores van desde 0.56% a 0.72% con un valor más probable de 0.63%. Los valores petrofísicos mencionados anteriormente fueron hallados para los cálculos volumétricos de los posibles recursos de hidrocarburos.
E
Figura 8.114 Línea sísmica Q-1986-600 mostrando respuesta sísmica de los reflectores en la Unidad C7.
Carbonera C5-C3-C1 Dada la falta de control sísmico y de pozos en la parte oriental del área, se trabajan en conjunto las unidades C5, C3 y C1.
Figura 8.113 Mapa localización geográfica mostrando la localización del Lead Valdivia-Melua.
Acuñamiento unidades estratigráficas C5-C3-C1 • Definición de oportunidades (Play Concept): Potencial de acumulación de hidrocarburos en el acuñamiento de las unidades
Figura 8.115 Interpretación petrofísica del pozo Melua-1, mostrando las areniscas de la Unidad C7.
87
NW
SE
Leon
C1
C3
C5 Paleozoico
Dentro del área especial, asociado a este tipo de play se identifico el Lead Balastera para las unidades C5-C3-C1.
Figura 8.117 Localización geográfica del Lead Balastera.
Lead Balastera Este Lead se localiza en la parte Sur de 0 10 Km la cuenca, al suroccidente del campo Rubiales, en cercanías al pozo Balastera -1 (Figura 8.117) de ahí su nombre, es posible delimitar el Lead ya que en el mapa estructural se observa el cierre de los contornos estructurales contra el limite de pinchamiento sobre el Paleozoico. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 32.852 acres, un área media de 242.465 acres y un área máxima de 770.460 acres. En la Figura 8.118 se presenta la línea sísmica VI-1992-1200 la cual muestra el pinchamiento de la formación Mirador contra el Paleozoico. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.118 resaltada en color azul. Las unidades C5-C3-C1 se caracterizan por presentar arenas de canales fluviales con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 10 ft a 130 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 50 ft, con un valor más probable de 30 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.2% a 0.26% con un valor más probable de 0.23% y la saturación de aceite fue tomada de los pozos más cercanos que tienen o tuvieron producción a este nivel como el pozo Palmarito -1, estos valores van desde 0.54% a 0.68% con un valor más probable de 0.57% (Figura 8.119).
C5, C3, C1 contra rocas del Paleozoico y Basamento. El paralelismo existente entre las superficies sellantes C2 y C4 reduce el riesgo. Bajo a nulo control sísmico, escasa densidad de pozos, bajo control de manifestaciones de hidrocarburos en subsuelo. (Figura 8.116).
Canales Fluviales C5-C3-C1 • Definición de oportunidades (Play Concept) Reservorio asociado a sistemas fluviales con una alta relación de arenas netas totales en un sistema multilateral apilado. (Figura 8.120)
Basamento
Figura 8.118 Línea sísmica VI-1992-1200 mostrando el pinchamiento de las unidades C5-C3-C1 contra el Paleozoico.
Figura 8.116 Áreas de interés a Nivel de Carbonera C5-C3-C1, asociadas al acuñamiento de la Formación contra Paleozoico y presencia de canales fluviales (Anexo 8.3.6).
Figura 8.119 Interpretación petrofísica del pozo Palmarito -1, mostrando intervalos de arena de canales fluviales con pequeñas intercalaciones de arcilla de la unidad C5 y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado en la parte superior de esta unidad.
0
20
40 Km
88
Los Leads asociados a este tipo de play identificados para las unidades C5-C3-C1 dentro del área especial son los siguientes: 1. El Miedo-Joropo 2. Rubiales-Murujuy Lead El Miedo-Joropo Este Lead se localiza en la parte norte de la cuenca, al occidente del campo El Miedo (Figura 8.120), el Lead se delimita a partir del mapa petrofísico de la relación Net to Gross para las unidades C5-C3-C1, envolviendo los valores que tienen una relación mayor del 80%, lo cual quiere decir, que del espesor total el 80% es arena. Se determi0 40 80 Km naron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico Figura 8.120 Localización geográfica del Lead de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de El Miedo-Joropo. 202.270 acres, un área media de 1.102.580 acres y un área máxima de 2.146.270 acres. En la Figura 8.121 se presenta la línea sísmica CGE-1986-02 la cual muestra posibles canales fluviales dentro de las unidades C5-C3-C1. La localización de la línea sísmica se puede observar en la Figura 8.123 resaltada en color azul. Las unidades C5-C3-C1 se caracterizan por presentar arenas de canales fluviales con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 80 ft a 270 ft con un valor mas probable de 150 ft según los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a los pozos Las Guamas -1 (Figura 8.122), Dorotea -1.El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que SW NE cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 30 ft a 204 Leon ft, con un valor más probable de 130 ft. C1 Los valores de porosidad fueron tomados de C3 Guadalupe C5 C7 Une los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, Mirador Paleozoico los cuales varían desde 0.16% a 0.34% con un valor más probable de 0.3% y la saturación de Basamento aceite fue tomada de los pozos más cercanos 0 8 Km que tienen o tuvieron producción a este nivel como los pozos El Miedo -4 y Corocora -1, estos valores van desde 0.55% a 0.8% con un Figura 8.121 Línea sísmica CGE-1986-02 mostrando discontinuidad de las reflexiones sísmicas atribuidas a canales fluviales de las unidades C5-C3-C1. valor más probable de 0.6% (Figura 8.123).
Figura 8.122 Interpretación petrofísica del pozo Las Guamas -1, mostrando las areniscas de la unidad C5.
Figura 8.123 Interpretación petrofísica del pozo Corocora -1, mostrando intervalos de arena de canales fluviales con pequeñas intercalaciones de arcilla de la unidad C3 y la saturación de aceite para el intervalo de arena ubicado en la parte superior de esta unidad.
Lead Rubiales-Murujuy Este Lead se localiza en la parte Suroccidental de la cuenca, al occidente del campo Rubiales (Figura 8.124), el Lead se delimita a partir del mapa petrofísico de la relación Net to Gross para las unidades C5-C3-C1, envolviendo los valores que tienen una relación mayor del 80%, lo cual quiere decir, que del espesor total el 80% es arena. Se determinaron tres áreas para el Lead con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 297.460 acres, un área media de 1.465.950 acres y un área máxima de 2.738.090 acres. En la Figura 8.125 se presenta la línea sísmica ME-1991-107 la cual muestra posibles canales fluviales dentro de las unidades C5-C3-C1. La localización de la línea sísmica se puede
89
observar en la Figura 8.3.126 resaltada en color azul. Las unidades C5-C3-C1 se caracterizan por presentar arenas de canales fluviales con buena porosidad intercaladas con pequeños intervalos arcillosos, que para este Lead específicamente, presenta un espesor total que puede variar desde 60 ft a 330 ft con un valor más probable de 170 ft según 0 40 80 Km los mapas petrofísicos realizados en el trabajo PCP 2006 y a los pozos Yucao -1 y Pirirí Figura 8.124 Localización geográfica del Lead -1 (Figura 8.126). El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que Rubiales-Mujuruy. cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%, en este caso, tenemos un esW E pesor de arena neta que varia desde 30 ft a 104 ft, con un valor más probable de 90 ft. Leon Los valores de porosidad fueron tomaC1 dos de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.14% C3 a 0.22% con un valor más probable de C5 0.15% y la saturación de aceite fue tomaC7 da de los pozos más cercanos que tienen Paleozoico Mirador o tuvieron producción a este nivel como el pozo Palmarito -1, estos valores van desde 0.54% a 0.68% con un valor más probable 0 3 Km de 0.57%. Play estructural para las unidades C5-C3-C1 • Definición de oportunidades (Play Concept) Acumulaciones de aceite pesado asociado a altos estructurales y fallas antitéticas De acuerdo a la poca información sísmica y de pozos disponible para el área mas oriental es muy difícil delimitar con exactitud algún Lead. De tal manera, se tomaron como ejemplo dos líneas sísmicas donde se observa la posibilidad de encontrar este tipo de play. Se tienen dos Leads llamados Río Tomo Norte y Río Tomo Sur. Los cuales son muy pequeños arealmente ya que no se tiene control de la continuidad lateral del Lead. Río Tomo Norte Este Lead se localiza en la parte oriental de la cuenca, al sur del campo El Miedo, en los alrededores del Río Tomo (Figura 8.127) de ahí su nombre; el Lead se delimita según la información sísmica, Se determinaron tres áreas con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar
a tener, un área mínima de 487 acres, un área media de 1.281 acres y un área máxima de 1.799 acres. En la Figura 8.128 se presenta la línea sísmica RT-1989-03, la cual es una de las nuevas líneas interpretadas y muestra un play por falla antitética con posibles acumulaciones de hidrocarburos en las unidades C5-C3-C1.
Figura 8.126 Interpretación petrofísica del pozo Pirirí -1, mostrando las areniscas de la unidad C5.
Figura 8.125 Línea sísmica ME-1991-107 mostrando discontinuidad de las reflexiones sísmicas atribuidas a canales fluviales de las unidades C5-C3-C1.
0
10
20 Km
Figura 8.127. Localización geográfica del Lead Río Tomo Norte.
La localización de esta línea sísmica se puede observar en la Figura 8.130 resaltada en color azul. Las propiedades petrofísicas requeridas para los cálculos volumétricos para este Lead son las siguientes: un espesor total que puede variar desde 70 ft a 150 ft, con un valor más probable de 100 ft tomados del mapa petrofísico de gross realizado en el trabajo PCP 2006. El espesor de arena neta se obtuvo a partir de aquellos intervalos que cumplen con un porcentaje menor del 30% de arcilla y con una porosidad efectiva entre el 10% y el 40%,
90
SW
NE
C1 C3 C5 Basamento 0
4 Km
Figura 8.128 Línea sísmica RT-1989-03 mostrando el play de falla antitética para las unidades C5-C3-C1.
en este caso, tenemos un espesor de arena neta que varia desde 10 ft a 50 ft, con un valor más probable de 30 ft. Los valores de porosidad fueron tomados de los mapas petrofísicos del trabajo PCP 2006, los cuales varían desde 0.22% a 0.26% con un valor más probable de 0.24% y los valores de saturación de aceite asignados fueron relacionados con los pozos El Miedo -4 y Corocora -1, con un valor mínimo de 0.55%, un valor más probable de 0.6% y un valor máximo de 0.8%. Río Tomo Sur Este Lead se localiza en la parte oriental de la cuenca, al sur del campo El Miedo, en los alrededores del Río Tomo (Figura 8.129) de ahí su nombre; el Lead se delimita según la información sísmica, Se determinaron tres áreas con el propósito de realizar un cálculo probabilístico de los posibles recursos de hidrocarburos que se podrían llegar a tener, un área mínima de 226 acres, un área media de 680 acres y un área máxima de 2.849 acres. En la Figura 8.130 se presenta la línea sísmica ANH-LL-2005-8000, la cual es una de las nuevas líneas interpretadas y muestra un play estructural asociado a un pequeño anticlinal con posibles acumulaciones de hidrocarburos en las unidades C5-C3-C1. La localización de NW
SE
León
C1 C3 C5 0
2 Km
Basamento
Figura 8.130 Línea sísmica ANH-LL-2005-8000.
esta línea sísmica se puede observar en la Figura 8.132 resaltada en color azul. El espesor total fue tomado de los mapas realizados en el trabajo PCP 2006 y puede variar desde 50 ft a 100 ft, con un valor más probable de 70 ft. Las demás propiedades petrofísicas requeridas para los cálculos volumétricos son iguales a las del Lead Río Tomo Norte debido a que se encuentran muy cerca.
0
Cálculos Volumétricos de los Leads del Área Especial de la ANH
10
20 Km
Figura 8.129 Localización geográfica del Lead Río Tomo Norte.
Se efectuaron cálculos volumétricos probabilísticos para determinar el STOOIP (“Stock Tank Original Oil In Place”) considerando la población de datos suministrados en el inventario del EPIS, MM&E y aquellos provenientes de las diferentes disciplinas: geología, petrofísica, geoquímica, yacimientos, producción, etc., participantes en el estudio de Desarrollo de los Crudos Pesados de la cuenca de los Llanos Orientales, para los parámetros a considerar: área del Lead, espesor neto, porosidad, saturación de petróleo, Boi (factor volumétrico de formación inicial) de las diferentes formaciones y considerando los valores mínimo, más probable y máximo en cada uno, tal como se ilustra en la Figura 8.131 mostrada a continuación. Metodología El método utilizado para el cálculo STOOIP fue el método volumétrico, con la aplicación de la simulación de Montecarlo, debido básicamente al conocimiento que se pudo obtener para la cuenca de las características litológicas de los yacimientos, propiedades de los fluidos presentes y al conocimiento de la extensión de los mismos obtenido a través de los cálculos de las diferentes áreas basadas en los datos de mapas geológicos del subsuelo, topes y fondos de las zonas productoras y de los contactos de Agua aceite como se muestra en la Figura 8.134
Figura 8.131 Metodología calculo volumétrico STOOIP.
91
Ecuación Utilizada y descripción de los parámetros Modelo utilizado para la simulación en Montecarlo STOOIP = 7758 x A x h x ø x So x 1/Boi Donde, A: Área [Acres] h: espesor de arenas netas [pies] Ø: Porosidad [%] So: Saturación inicial de Aceite [%] Boi: Factor Volumétrico de Formación [by/bn]
• Información de los pozos del área de interés (99 pozos) ver Anexo 4.7.2 “Propiedades Pozos Área ANH.xls”, los cuales sirvieron de referencia en el calculo de los recursos de STOOIP para cada Lead. • Mapas estructurales para cada formación. • Mapas de espesor de arena para cada formación. • Datos de porosidad calculados de corazones y de los registros eléctricos de pozos perforados en el área o áreas vecinas. • Datos de saturación de fluidos calculados de los registros eléctricos de pozos perforados en el área y/o en las vecindades. • Datos de pruebas de los pozos. • Análisis PVT’s.
Utilizando cada uno de los parámetros correspondientes a cada Lead - valores máximos, mínimos, mas probables, los cuales fueron introducidos en el modelo (Montecarlo – DMS “Decisión Management System”) con la ecuación mostrada arriba para determinar las diferentes probabilidades del STOOIP en cada Lead: P10 – P50 – P90. La información utilizada fue:
Play
Formación
Nombre Lead
Miedo W-Cachama Pinchamiento(Sobre Paleozóico/Basamento) Une Metica Candilejas-Camoa El Dorado Norte El Dorado Oeste Estructural Une El Dorado Este Humadea S- Miedo Cabiona Guarrojo CDP_CRET_5 Pinchamiento(Sobre Paleozoico) Guadalupe N-Cumarito Murujuy Camoa - Voragine CDP_CRET_4 DCP_CRET_1 Gacheta DCP_CRET_2 Estructural E –Corocora N – Rubiales Pinchamiento Mirador El Viento – E El Viento – W Pato Chiguiro Barquerena Estella Canales Fluviales Mirador Guarilaque Reforma Chaviva Jaguar Vorágine E – Rubiales SE – Rubiales El Viento – E Pinchamiento C7 El Viento – O DCP_C7_01 El Viento – O DCP_C7_02 DCP_C7_03 Tortuga-La Coral El Miedo Canales Fluviales C7 Corocora-Simón Influencia Rubiales Valdivia - Melua Pinchamiento C5 Rio Tomo Norte Estructural C5 Rio Tomo Sur El Miedo – Joropo Canales Fluviales C1, C3, C5 Rubiales – Murujuy Balastera Pinchamiento
Área mínima
76593 NM NM 8900 1087 255 398 186 39110 31556 NM NM 11127 2510 801 NM 26540 62140 NM NM 56390 77930 81090 NM 11850 NM 19390 11105 42309 35053 28420 63410 179220 320620 29450 487 226 202270 297460 32852
Área media
Acres 140064 1475 7270 19800 2227 480 894 1069 138290 144670 10580 8130 51852 7321 2853 5890 298730 234790 27920 101750 426670 387110 385173 77100 61930 NM 88730 37949 111313 68461 157255 529520 842270 1314790 188150 1281 680 1102580 1465950 242466
Área Maxima
Análisis estadístico de las tendencias regionales y Determinación de la distribución de incertidumbre para los parámetros a considerar Se determinó el tipo de distribución estadística analizando la totalidad de los datos pro-
Probabilidad Probabilidad Probabilida Probabilida Estructura reservorio d Sello d Carga
Total
Net Espesor Espesor Espesor Net Net Reservoir total total más total Reservoir Reservoir màs mínimo probable máximo Mìnimo Máximo probable Ft
193891 8600 16120 28220 4577 1030 1931 2065 243070 225799 33890 26700 95100 9720 5064 32920 504600 334446 86840 339480 903920 792980 681130 231640 202230 19960 161580 49388 168715 117581 355900 1174950 1472060 2207960 483890 1799 2849 2146270 2738090 770460
0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.5 0.5 0.4 0.4 0.4 0.7 0.7 0.6 0.6 0.7 0.7 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.4 0.7 0.7 0.7 0.7 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.4 0.4 0.5 0.5 0.4
0.6 0.6 0.6 0.6 0.8 0.8 0.8 0.8 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.8 0.8 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.6 0.6 0.7
0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.7 0.7 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
0.15 0.15 0.15 0.15 0.27 0.27 0.27 0.27 0.09 0.09 0.07 0.07 0.07 0.27 0.27 0.13 0.13 0.15 0.15 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.13 0.08 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.07 0.07 0.08 0.08 0.07
10 10 10 10 400 400 400 800 10 10 100 100 10 150 150 10 10 10 10 170 55 85 70 70 10 10 10 10 10 10 110 70 70 80 200 70 50 80 60 10
Pozo Referencia
Porosidad Porosidad mínima media
Porosidad máxima
So mínima
So más probable
So máxima
Pozo Referencia
ft 40 30 30 150 600 600 600 850 60 140 180 180 200 266 266 70 90 121 30 230 90 150 110 100 150 150 200 100 200 150 140 160 130 200 300 100 70 150 170 60
130 70 55 300 685 685 685 1000 100 180 240 240 240 350 350 130 130 160 50 350 170 270 130 130 200 200 250 150 250 200 170 270 250 280 350 150 100 270 330 130
10 10 10 10 400 400 400 800 10 10 10 10 50 30 30 10 10 10 10 100 11 19 10 20 10 10 10 10 10 10 40 120 60 40 20 10 10 30 30 10
60 20 22 150 600 600 600 850 30 30 30 50 150 50 50 20 72 24 20 160 69 87 80 90 50 50 75 30 30 30 110 150 100 150 40 30 30 130 90 30
100 40 40 270 648 648 648 900 50 50 50 78 200 100 100 40 120 40 40 203 92 121 115 114 100 100 135 50 50 50 160 275 133 225 100 50 50 204 104 50
Dorotea-1 gross sand map Metica-1 Galeron-1 Coronado-1 Coronado-1 Coronado-1 Humadea Mapas Mapas Caracara-1 y Mapas Murujuy -1 y Mapas Mapas Humadea-1 Y mapas Humadea-1 Y mapas Corocora-1 Piriri-1 y 2 Mapa- Turpial-1 Chiguiro-1 y Pato-1 Barquerena-1 y Guahibos-1 Guarilaque-1 Yucao y Jaguar Mapa - Camoa-1 Mapas Mapas El viento -1 y Mapas SA-14 y mapas Mapas Mapas La Tortuga-1 y La Coral -1 Stella -1 y Caño Negro-1 Caño Barrulia-1 y Remache Sur-1 ST GU-19, SV-7 y Cumarito-1 Valdivia-2 y Melua-1 y Mapas Mapas Mapas Las Guamas-1 y Dorotea-1 y Mapas Yucao-1, Piriri-1 y Mapas Mapas
0.23 0.20 0.15 0.12 0.12 0.12 0.12 0.11 0.26 0.26 0.24 0.20 0.20 0.13 0.13 0.28 0.24 0.19 0.22 0.25 0.18 0.23 0.22 0.14 0.20 0.20 0.20 0.18 0.20 0.18 0.20 0.24 0.24 0.18 0.14 0.22 0.22 0.16 0.14 0.20
0.25 0.22 0.17 0.17 0.16 0.16 0.16 0.13 0.28 0.28 0.28 0.21 0.22 0.15 0.15 0.30 0.26 0.21 0.24 0.28 0.23 0.25 0.26 0.19 0.21 0.22 0.24 0.19 0.24 0.20 0.32 0.28 0.26 0.26 0.20 0.24 0.24 0.30 0.15 0.23
0.30 0.24 0.20 0.22 0.20 0.20 0.20 0.16 0.30 0.30 0.30 0.24 0.24 0.19 0.19 0.34 0.30 0.24 0.26 0.30 0.26 0.28 0.28 0.26 0.26 0.24 0.25 0.20 0.25 0.24 0.36 0.36 0.28 0.28 0.22 0.26 0.26 0.34 0.22 0.26
0.72 0.54 0.60 0.62 0.62 0.62 0.62 0.60 0.58 0.55 0.70 0.66 0.55 0.54 0.59 0.63 0.55 0.54 0.54 0.56 0.63 0.56 0.57 0.60 0.54 0.54 0.56 0.56 0.56 0.55 0.55 0.55 0.55 0.54 0.56 0.55 0.55 0.55 0.54 0.54
0.75 0.60 0.74 0.66 0.66 0.66 0.66 0.68 0.70 0.72 0.75 0.72 0.61 0.58 0.65 0.69 0.60 0.62 0.62 0.65 0.69 0.62 0.67 0.63 0.62 0.62 0.63 0.63 0.63 0.60 0.60 0.60 0.60 0.60 0.63 0.60 0.60 0.60 0.57 0.57
0.80 0.74 0.78 0.72 0.72 0.72 0.72 0.73 0.82 0.78 0.80 0.78 0.66 0.64 0.69 0.73 0.72 0.65 0.65 0.80 0.75 0.70 0.81 0.70 0.70 0.73 0.72 0.72 0.72 0.70 0.70 0.70 0.70 0.87 0.72 0.80 0.80 0.80 0.68 0.68
Miedo-5 Jordan-1 Estero-2 Metica-1 Guatiquia-1 Campo Castilla-Castilla Norte-Yacare1 Campo Castilla-Castilla Norte-Yacare1 Campo Castilla-Castilla Norte-Yacare1 Campo Castilla-Castilla Norte-Yacare1 Chichimene SW-1-Humadea-1 El Miedo-5 Mateguafa-2A Caracara -1 Jaguar-2 Caracara-1 Valdivia-Almagro Campo Guatiquia Castilla Norte Chichimene SW-1 Barquerena-1 Guahibos-1 Valdivia-3-1-2 Entrerios-1 Turpial-1 El Viento-1 Almagro-1 Turpial-1 El Viento-1 Almagro-1 Caño Rondon-1 Araguato-1 Barquereña-1 Guahibos-1 La Punta-1 Bengala-1 Jaguar-2-15 Pachaquiaro-1 Camoa-1 Campo Rubiales Campo Rubiales, SV-7 Manacasias-1-2 Manacasias-1-2 Manacasias-1-2 Palmarito-1 Guarilaque-1 Cano Duya-1 P Guarilaque-1 Cano Duya-1 Paravare-1 Guarilaque-1 Cano Duya-1 Paravare-1 Guarilaque-1 Cano Duya-1 Paravare-1 Campo Rubiales Jaguar-1 Manacasias-1-2 El Miedo-4 Corocora-1 El Miedo-4 Corocora-1 El Miedo-4 Corocora-1 Palmarito-1 Palmarito-1
Tabla 8.1 Resumen Información Petrofísica Leads para cálculos volumétricos.
92
venientes del análisis petrofísico, que ajustaba mejor a cada uno de los parámetros de incertidumbre y a una revisión detallada de las estructuras del área de acuerdo a los datos regionales calculados con el propósito de emplear estas distribuciones en la simulación de Montecarlo. Este análisis se llevó a cabo Lead por Lead y Formación por Formación. Habiendo decidido la aplicación de incertidumbre a todos los parámetros presentes en el modelo y culminado el análisis estadístico de las tendencias regionales de cada uno de ellos, se obtuvieron valores mínimos, mas probables y máximos para cada uno de los parámetros. Para el caso de los parámetros petrofísicos, espesor neto y saturación de aceite el cálculo se realizó mediante la aplicación del percentil 10, 50 y 90 a los datos obtenidos para los pozos analizados en la interpretación petrofísica (Distribución triangular). Para el caso de las áreas, los valores obtenidos se determinaron mediante el análisis de los mapas disponibles en la literatura consultada y la determinación de las áreas de drenaje de los pozos de desarrollo existentes. Estas áreas de drenaje fueron aplicadas como área mínima para el caso pesimista y las áreas determinadas a partir de la posición de los contactos agua-hidrocarburos, se utilizaron para los valores más probables y optimistas (Distribución triangular). La incertidumbre sobre los factores volumétricos se aplicó, en aquellos casos donde más de un dato estaba disponible para un campo y para una Formación específica. Para la porosidad se aplicó una distribución normal. Los resultados de este análisis se pueden observar en la Tabla 8.2 “Datos empleados en la simulación de Montecarlo por Lead”: Escenarios de STOOIP sin riesgar para los Leads Determinación del número de iteraciones a efectuar La práctica común en la industria es realizar 500 iteraciones por cada parámetro de incertidumbre. Para este caso en particular esta recomendación se traducía en 2.500 iteraciones, debido a los parámetros con incertidumbre que se estaban considerando. Se realizó un análisis de sensibilidad para un Lead, con el fin de determinar el número mínimo de iteraciones que no significaran un impacto mayor sobre los resultados. Fue así como se realizaron distintas corridas, con 2.500, 1.500 y 500 iteraciones, obteniéndose para el caso de 500 iteraciones una diferencia aproximada de 1.5% con respecto al caso de 2.500 iteraciones. Dada el bajo impacto y la incertidumbre asociada a los cálculos de STOOIP, se decidió realizar 500 iteraciones para todas las simulaciones de Montecarlo en cada uno de los Leads. Determinación de valores de P10, P50 y P90 El modelo de simulación fue aplicado Lead por Lead, generando los 500 valores de STOOIP correspondientes a las diferentes combinaciones aleatorias entre los parámetros en la ejecución del modelo y obteniéndose los valores de P10 P50 y P90 del STOOIP para cada Lead, mostrados en la Tabla 8.3 “STOOIP por Lead”. Habiendo obtenido los valores STOOIP por Lead se procedió a determinar el valor regional, sumando los valores obtenidos en cada uno de los 40 Leads obteniéndose una función acumulada de distribución de probabilidad como la que se muestra en la Figura 8.132 Distribución probabilística de recursos de hidrocarburo sin riesgar asignado a los 40 Leads.
Tabla 8.2 Datos empleados en la simulación de Montecarlo por Lead.
Figura 8.132 Distribución probabilística de recursos de hidrocarburo sin riesgar asignado a los 40 Leads.
93
Escenarios de STOOIP riesgados para los Leads Ponderación del riesgo exploratorio y cálculo de los STOOIP riesgados Para la ponderación del riesgo o probabilidad de éxito exploratorio se le asignó a los 40 Leads dentro del área de interés un factor de riesgo para cada Lead tomando como referenreferen cia el valor de 1, referido a: • Probabilidad de la estructura • Probabilidad del reservorio • Probabilidad del sello • Probabilidad de carga
Tabla 8.3 STOOIP Por Lead.
Tabla 8.4 Ponderación del riesgo exploratorio y cálculo de los STOOIP riesgados.
Este factor dado por el grado de incertidumbre se multiplico por el percentil P90 sin riesgar calculado en la Tabla 8.4 “STOOIP por Lead” para obtener finalmente un estimado del STOOIP del recurso potencial riesgado (P90 Risk) para los Leads en la Cuenca de los Llanos. Ver Tabla 8.4 Ponderación del riesgo exploratorio y cálculo de los STOOIP riesgados La distribución acumulada de probabilidad para los valores de STOOIP riesgados P10 (56999 MMBO), P50 (124249 MMBO) y P90 (222155 MMBO) pueden ser visualizados en la Figura 8.133.
94
LEADS Miedo W-Cachama Metica Candilejas-Camoa El Dorado Norte El Dorado Oeste El Dorado Este Humadea S- Miedo Cabiona Guarrojo DCP_CRET_5 N-Cumarito Murujuy Camoa-Vorágine DCP_CRET_4 DCP_CRET_1 DCP_CRET_2 E –Corocora N – Rubiales El Viento – E El Viento – W Pato Chiguiro Barquerena Estella Guarilaque Reforma Chaviva Jaguar Vorágine E – Rubiales SE – Rubiales El Viento – E_C7 El Viento – O DCP_C7_01 El Viento – O DCP_C7_02 DCP_C7_03 Tortuga-La Coral El Miedo Corocora-Simón Influencia Rubiales Valdivia - Melua Río Tomo Norte Río Tomo Sur El Miedo – Joropo Rubiales – Murujuy Balastera TOTAL
Figura 8.133 Distribución acumulada de probabilidad para STOOIP Riesgado, para el recurso de hidrocarburo en los 40 Leads.
Escenarios de STOOIP riesgados aplicando factor de recobro para los Leads El estimativo de los recursos potenciales, como una fracción del STOOIP definido para cada lead en el área de interés exploratorio, se efectuó mediante el método volumétrico probabilístico aplicando un factor de recobro típico de la siguiente manera: considerando los valores de la Tabla 8.4 para el cálculo del STOOIP, multiplicando estos valores en cada lead por el factor de la columna Total contenido en la tabla de la Tabla 8.4 “Ponderación del riesgo exploratorio y calculo de los STOOIP riesgados” en cada lead y multiplicando por un factor de recobro, cambiante en un rango del 6% (mínimo) al 47% (máximo), con un valor más probable del 12%, para cada lead – formación. En consideración a la presencia de gran variedad de factores que hacen que la recuperación en el área en cada lead/formación sea variada. En resumen la ecuación utilizada fue: Estimativo de los recursos potenciales (con factor de recobro) = 7758*A*Por*So*h*factor de ponderación*factor de recobro/Boi Determinación de valores de P10, P50 y P90 Considerando la ecuación anterior como el modelo de simulación y aplicándolo Lead por Lead, se efectuaron las 500 iteraciones utilizando Montecarlo en DMS1 correspondientes a las diferentes combinaciones obteniéndose los valores de P10, P50 y P90 los cuales se pueden observar en la Tabla 8.5 Habiendo obtenido los valores para los recursos potenciales aplicando un factor de recoreco bro probabilístico para cada Lead se procedió a determinar el valor regional, sumando los valores obtenidos para cada uno de los 40 Leads y obteniéndose una función acumulada de distribución de probabilidad para esta sumatoria como la que se muestra en la Figura 8.134 “Distribución probabilística de recursos Potenciales de hidrocarburo aplicando factor de recobro” para el área de interés exploratorio.
P10 122.5501325 0.887029529 2.761349583 21.13726428 24.15727318 5.526524811 9.68342769 12.51331852 42.69091076 39.17783557 4.571567774 3.873682258 53.71113789 5.51236907 2.51355157 4.949826221 173.0390975 59.91755904 14.74290815 618.5223411 342.9154943 447.9412852 414.5258334 96.6239095 34.04354138 6.867684471 72.56582914 10.44790797 44.6042742 24.62510032 217.7677814 1307.601546 1237.84135 2241.498024 101.9153645 0.24389478 0.196057044 639.2534667 258.6604203 45.77906416 8768.36
RECURSOS (MMBO) P50 273.4112249 2.178743811 5.594541865 55.76877386 54.94242572 12.24016772 22.26579019 30.8764091 96.66517778 90.45545089 10.36049681 8.727153555 125.2304702 11.86424446 5.702961213 11.50305438 475.9413655 130.0443029 31.9326078 1268.844674 907.86176 1152.816287 1012.595574 256.8413042 96.55973492 15.77107933 180.5389841 23.84599094 94.64841725 52.01055825 679.0586688 3566.971939 2724.482688 5541.92877 281.8324062 0.516638807 0.512083966 2501.502051 986.3769489 126.2398788 22927.46
P90 651.5963007 5.37348139 12.18333068 145.790115 119.2716334 26.646512 49.23869343 67.8342798 221.64699 209.0154077 24.00658787 21.01518995 279.8756524 27.63346927 14.02294694 28.83093409 1235.030904 287.8179475 70.17762462 2696.833791 2381.431367 2756.763408 2567.335715 679.2448812 277.7255966 34.53318097 470.6125204 52.14940139 215.4911976 117.9310093 1825.357512 8896.24739 5595.933516 14481.52524 790.8406972 1.121921605 1.272114508 7458.511035 2737.654755 315.1008113 57850.63
Tabla 8.5 Recursos Potenciales - Aplicando un factor de recobro probabilístico
1
Decision Management System.
95
Figura 8.134 Distribución probabilística de recursos Potenciales de hidrocarburo aplicando factor de recobro.
Descripción de incertidumbres Las principales incertidumbres que se detectaron durante la interpretación de la informainforma ción y teniendo en cuenta el conocimiento geológico regional se describen a continuación: • El espaciamiento en la malla sísmica utilizada es de carácter regional, por lo que no es posible seguir la continuidad de los rasgos estructurales generales ni las características de las fallas. • La información sísmica es un factor crítico a la hora de definir prospectos estratigráficos y estructurales. • Lo rezumaderos de hidrocarburos están ubicados en el Piedemonte oriental de la cordillera Oriental, distantes del área de los bloques, por lo tanto, esta no se puede integrar. • Por la imposibilidad de poder seguir fallas en las líneas sísmicas y por las características estructurales de la cuenca que corresponden a un monoclinal con inclinación y basculabascula do hacia el NW, la mayoría de los Plays son estratigráficos y solo se encuentran Plays estucturales relacionados con fallas antitéticas. • La tectónica predominante en la cuenca es distensiva, con fallamiento normal.
96
Areas disponibles Ronda Crudos Pesados (Oriente)
A continuación se describe la información Geológica, Geofísica, Geográfica y de yacimientos, entre otras, pertenecientes a cada uno de los bloques ubicados en la parte oriental del área de interés del Proyecto Desarrollo de Crudos Pesados, cuya localización dentro de la Cuenca de los Llanos se observa en la Figura 9.1 El Bloque CP1 se encuentra ubicado en la parte Norte de la Cuenca Llanos (Figura 9.1), tiene un área aproximada de 2.618.564 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 de media a alta, la información geofísica adquirida en esta zona es de 5.155 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Capanaparo-84, Capanaparo-85, Capanaparo Sur-84 y Capanaparo Sur-85.
Figura 9.1 Localización de los bloques del Proyecto Desarrollo de Crudos Pesados. Fuente: ANH
97
En el bloque se han perforado 9 pozos entre 1981 y 1993, de los cuales 2 mostraron shows de aceite. En la Tabla 9.1 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora. POZO
OPERADOR
ALIX-1 CLARA-1 LA CORAL-1 LA TORTUGA-1 LIPA-1 MARCO-1 PALMA REAL-1 ST CI-17 ST CI-18
REPSOL EXPLORATION REPSOL EXPLORATION JACKSON EXPLORATION JACKSON EXPLORATION OXY REPSOL EXPLORATION SUN COLOMBIA OIL CO. OXY OXY
Algunos comentarios de los pozos se muestran en la Tabla 9.3, donde se observa que algunos pozos como La Tortuga-1 y Palma Real-1 tienen datos de presión de Formación. POZO
PRESIONES
ESTADO ACTUAL Taponado y abandonado
-
Taponado y abandonado
ALIX-1
ELEVACION DEL PROFUNDIDAD X, E (m) Y, N (m) DATUM (FT) TOTAL (FT) (“Referencia”) 1494943.8 1181313.4 3423 335 “KB” 1485520 1185417 2735 346 “KB” 1412483.73 1213022.62 6499 377 “KB” 1451684.01 1233739.25 5082 350 “KB” 1146800 1163500 2690 322 “KB” 1494943.8 1181313.4 2912 320 “GL” 1412872 1251605 6507 387 “KB” 1490972 1158626 2445 281 “KB” 1478337 1159518 2509 285 “KB”
CLARA-1 LA CORAL-1
Taponado y abandonado
LA TORTUGA-1
1155.4 psi @ 2634 ft 1740.6 psi @ 3979 ft 2056.5 psi @ 4721 ft
Taponado y abandonado
-
Taponado y abandonado
-
Taponado y abandonado
P. Fm: (1548 – 2652) psi Entre (3624 – 6197) ft
Taponado y abandonado
LIPA-1 MARCO-1 PALMA REAL-1
KB: Kelly Bushing GL: Ground Level Tabla 9.1 Localización de los pozos del Bloque CP1 Fuente: EPIS, Min. Minas
COMENTARIOS Pozo estratigráfico Pozo corazonada, línea sísmica y mapa ubicación No se determinaron intervalos petrolíferos Resultó improductivo No hay más información disponible No hay más información disponible Se tiene línea sísmica. Se hizo RFT Pozo estratigráfico. Descripción de muestras de zanja. Pozo estratigráfico. Descripción de muestras de zanja.
ST CI-17 ST CI-18
A continuación en la Tabla 9.2 se muestra la Formación objetivo de los pozos y la descripción de los shows de hidrocarburos con sus respectivos intervalos, para aquellos pozos que presentaron manifestaciones.
DRY DRY
No Shows
-
-
DRY DRY DRY
No Shows No Shows No Shows
-
-
MARCO-1 PALMA REAL-1 ST CI-17 ST CI-18
Tabla 9.2 Manifestaciones de shows, Bloque CP1 Fuente: EPIS, Min. Minas, informes técnicos anuales y documentos relacionados de cada pozo.
1
1 1 1 1
1 1 1
1
1 1 1 1
1 1
1
1
1
1 1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1
1 1 1
1 1 1
1
1
1
1
1
1 1
1 1 1 1
1 1 1
ResS
1
GR
1
LLD
Carbonera Arenas Basales Fm. Carbonera Mirador Carbonera
1
1
1 1
1
PERM
LIPA-1
Manifestaciones de Hidrocarburos No Shows
1
1 1 1
1 1 1
RT
-
OIL SHOW
1
1 1 1
PHI
Mirador
-
Mirador
1
1
1 1 1
DRHO
3547-3572’
LA TORTUGA-1
1
1 1 1
PORW
Carbonera Mirador
ALIX-1 CLARA-1 LA CORAL-1 LA TORTUGA-1 LIPA-1 MARCO-1 ST CI-17 ST CI-18
SW
3320’ -3330’/ 3460’-3470’/ 3800’-3830’/ 3860’-3870’/ 3490’-3950’/ 4010’-4020’/ 4060’/ 4120’-4130’/ 4160’-4170’/ 4180’-4200’/ 4295/ 4305’
POZO
RW
Muestras de aceite
-
ILM
OIL SHOW
-
MSFL
No Shows
CALI
DRY
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por los pozos perforados dentro del bloque se muestra a continuación en la Tabla 9.4.
SP
Carbonera, Mirador, Paleozoico
No Shows
FORMACION CON MANIFESTACION
ILD
LA CORAL-1
DRY
INTERVALO DE LA MANIFESTACION
LLS
CLARA-1
DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION
DT
ALIX-1
MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS
SIINTETICO
POZO
FORMACIÓN OBJETIVO Arenas Basales Fm. Carbonera Arenas Basales Fm. Carbonera
Tabla 9.3. Comentarios de los pozos perforados en el Bloque CP1 Fuente: EPIS, Min. Minas
Tabla 9.4. Cantidad de registros e información petrofísica de los pozos, Bloque CP1 Fuente: EPIS, Min. Minas
Mediante la evaluación de la información petrofísica, geofísica, geoquímica, geológica y de ingeniería se determinó que la prospectividad de este bloque esta asociada a: • Trampas estratigráficas (desarrollo de canales fluviales y barras, “Pinch-out”). • Trampas Paleo-topográficas sobre el basamento. • Potenciales reservorios en el Cretáceo y Terciario Inferior con muy buena porosidad y permeabilidad.
98
• Existencia de buen sello vertical. • Baja complejidad estructural.
8.25 y 8.2 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque y el STOOIP P90 riesgado del área total del Lead, tal como se muestra en la Tabla 9.6.
Cinco Leads de las Formaciones Carbonera miembros C3 y C7, Mirador y Une entran en el bloque, los cuales se pueden observar en las Figuras 8.116, 8.82, 8.46 y 8.2 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, además de su área total y el STOOIP P90 riesgado del área total del Lead tal como se muestra en la Tabla 9.5. AREA DE LOS LEADS DENTRO DE LOS BLOQUES (Acres) LEAD
El MiedoJoropo El Miedo Tortuga-La Coral PatoChiguiro El Miedo
ÁREA TOTAL DEL LEAD (Acres)
FORMACIÓN
C3
STOOIP P90 RIESGADO DEL AREA TOTAL DEL LEAD (MMBO)
Máxima
Mínima
Media
Máxima
51139.74
178785.99
341236.74
202270
1102580
2146270
26712.65576
65270.29
145517.2
63410
529520
1174950
33708.80478
125642.99
280331.14
28420
157255
355900
7188.654653
101750
339480
9938.634983
140064
193891
2466.116351
27303.97
46112.35 12287.14
19054.18
32270.73
76593
El MiedoJoropo Río Tomo Norte CorocoraSimón DCP-C7-3 El Miedo E Corocora S-Miedo El Miedo
C3 C5
Ocho Leads en las Formaciones Carbonera miembros C3, C5 y C7, Mirador, Guadalupe y UNE están presentes en el bloque como se puede observar en las Figuras 8.116, 8.82, 8.46,
494
C7 C7 C7 Mirador Guadalupe Une
STOOIP P90 RIESGADO DEL AREA TOTAL DEL LEAD (MMBO)
Media
Máxima
Mínima
Media
Máxima
88321.22
332597.25
202270
1102580
2146270
26712.65576
1284.78
1789.07
487
1281
1799
4.242974814
72884.91
170376.69
179220
842270
1472060
21076.33366
15493
23308.13
35053 63410
19558.02 35914.32
12163.81 79843.35 68743.03
33960.71 5726.68 18349.13 156249.04 83193.03
68461 529520 5890 138290 140064
117581 1174950 32920 243070 193891
445.265827 33708.80478 110.7176418 825.9793261 2466.116351
39110 76593
Tabla 9.6. Áreas y STOOIP P90 riesgado para los Leads ubicados dentro del Bloque CP2 Fuente: Halliburton-Landmark
Bloque CP3 El Bloque CP3 se encuentra ubicado en la parte NE de la Cuenca Llanos (Figura 9.1), tiene un área aproximada de 6.421.458 Acres, con una densidad de geoinformación por Km2 baja, la información geofísica adquirida en esta zona es de 938 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Río Tomo-89, Cravo Norte-80, Cravo Norte-81 y Rondón Arauca-80. En el bloque se han perforado 9 pozos entre 1969 y 1981, de los cuales el VS-2A mostró show de aceite y el ST CN-7 registró al nivel de la Formación Carbonera una porosidad de 30% con una salinidad de agua de formación variando entre 1200 a 800 ppm. En la Tabla 9.7 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada, la compañía operadora y algunos comentarios.
Tabla 9.5. Áreas y STOOIP P90 riesgado para los Leads ubicados dentro del Bloque CP1 Fuente: Halliburton-Landmark
Bloque CP2 El Bloque CP2 se encuentra ubicado en la parte Central de la Cuenca Llanos (Figura 9.1), tiene un área aproximada de 1.565.596 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana, la información geofísica adquirida en esta zona es de 2.986 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Río Tomo-89 y Vichada-86, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 365 Km. adquiridos En el bloque se ha perforado un pozo, el S-9, con coordenadas 1392489.72; 1112241.22 de origen Bogotá que presentó una manifestación de aceite en emulsión y fue perforado hasta una profundidad de 4.540 ft, registrando una elevación de 350 ft referenciado a la Kelly Bushing. Mediante la evaluación de la información petrofísica, geofísica, geoquímica, geológica y de ingeniería se determinó que la prospectividad de este bloque esta asociada a: • Trampas estratigráficas (desarrollo de canales fluviales y barras, “Pinch-out”). • Trampas Paleo-topográficas sobre el basamento. • Potenciales reservorios en el Cretáceo y Terciario Inferior con muy buena porosidad y permeabilidad. • Existencia de buen sello vertical. • Baja complejidad estructural.
ÁREA TOTAL DEL LEAD (Acres)
FORMACIÓN Mínima
Media
Mirador Une
LEAD
Mínima
C7 C7
AREA DE LOS LEADS DENTRO DE LOS BLOQUES (Acres)
POZO
OPERADOR
X, E (m)
Y, N (m)
PROFUNDIDAD TOTAL (FT)
ELEVACION DEL DATUM (FT) (“Referencia”)
ST CI-13
OXY
1529082
1132712
1200
290 “KB”
ST CI-14
OXY
1539085
1156733
2072
291 “KB”
ST CN-5 ST CN-6 ST CN-7 ST RO-11
OXY OXY OXY OXY
1508885 1487574 1502410 1500044
1119571 1130318 1114964 1086356
1871 2504 2008 1800
387 “KB” 382 “KB” 378 “KB” 420 “KB”
ST RO-9
OXY
1487425
1096027
2300
406 “KB”
VS-1A VS-2A
SHELL SHELL
1472705 1453552
1075694 1104973
2198
337 “KB”
COMENTARIOS Pozo estratigráfico. Descripción de muestras de zanja. Pozo estratigráfico. Descripción de muestras de zanja. Pozo estratigráfico Pozo estratigráfico Pozo estratigráfico Pozo estratigráfico. Descripción de muestras de zanja.
Tabla 9.7 Localización y comentarios de los pozos del Bloque CP3 Fuente: EPIS, Min. Minas
99
PERM
S-7 (STRAT XJ-7)
1 1
1 1
1 1
1
1
1
1
1
1
1
ST O-1 ST O-2 ST O-3 ST O-4
1 1 1
POZO
Dos Leads en las Formaciones Carbonera (Miembro C7) entran en el bloque como se puepue de observar en la Figura 8.82, a estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, además de su área total y el STOOIP P90 riesgado del área total del Lead, tal como se muestra en la Tabla 9.9.
LEAD
El Miedo DCP-C7-3
FORMACIÓN
C7 C7
Mínima
Media
Máxima
Mínima
Media
Máxima
16024.39 13717.63
107895.39 35356.99
200099.63 59566.05
63410 35053
529520 68461
1174950 117581
Tabla 9.9. Áreas y STOOIP P90 riesgado para los Leads ubicados dentro del Bloque CP3 Fuente: Halliburton-Landmark
Bloque CP4 El Bloque CP4 se encuentra ubicado en la parte Central de la Cuenca Llanos (Figura 9.1), tiene un área aproximada de 2.382.827 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana, la información geofísica adquirida en esta zona es de 1.714 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Llanos Sector 3-75, Guarrojo-81, Río Tomo-89, Río Tomo-94, Orocué-81 y Vichada-92, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 930 Km. adquiridos.
4268
607
1401543 1378163 1384779 1414383
972832 939146 990092 940556
2117 2317 2960 1610
483 720 604 700
A continuación en la Tabla 9.11 se muestra la descripción de los shows de hidrocarburos con sus respectivos intervalos, para aquellos pozos que presentaron manifestaciones, esta tabla se acompaña de algunos comentarios.
Mediante la evaluación de la información petrofísica, geofísica, geoquímica, geológica y de ingeniería se determinó que la prospectividad de este bloque está asociada a: • Trampas estratigráficas (acuñamiento de estratos y cambios lateral de facies en sistemas fluvial). • Potencial reservorio en Fm. Carbonera. • Existencia de buen sello lutítico regional. • Muy Baja complejidad estructural.
ÁREA TOTAL DEL LEAD (Acres)
998209.03
Tabla 9.10. Localización de los pozos del Bloque CP4 Fuente: EPIS, Min. Minas
Tabla 9.8. Cantidad de registros e información petrofísica de los pozos, Bloque CP3 Fuente: EPIS, Min. Minas
AREA DE LOS LEADS DENTRO DE LOS BLOQUES (Acres)
1342161.98
STOOIP P90 RIESGADO DEL AREA TOTAL DEL LEAD (MMBO) 33708.80478 445.265827
MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS
DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION
INTERVALO DE LA MANIFESTACION
COMENTARIOS Los estudios de muestras de las formaciones y el análisis de núcleos, la interpretación de registros indican que no existen en este pozo horizonte alguno con probabilidades de producción de petróleo en cantidades comercialmente explotables. Solo se tiene el acta de abandono.
S-7 (STRAT XJ-7)
DRY
No Shows
ST O-1
OIL SHOW
Manifestaciones fuertes de petróleo
ST O-2
OIL SHOW
ST O-3
DRY
ST O-4
OIL SHOW
Residuos de crudo asfáltico No Shows Manifestaciones pobres de petróleo
2103’- 2080’ 2075’-1895’ 1878’-1872’ 2240’-2270’/
Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared. Pozo estratigráfico. Descripción de muestras de zanja. Pozo estratigráfico Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared y de muestras de zanja.
Tabla 9.11. Manifestaciones de shows y comentarios de los pozos, Bloque CP4 Fuente: EPIS, Min. Minas
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por los pozos perforados dentro del bloque se muestra a continuación en la Tabla 9.12. POZO ST O-1 ST O-2 ST O-4
1 1 1
1 1 1
1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1
1
1
PERM
1 1
1 1 1 1 1 1
RT
1
1
1 1 1 1
DRHO
1
1
PORW
1
1
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB)
SW
1 1
1
PROFUNDIDAD TOTAL (FT)
RW
1
Y, N (m)
ILM
1 1 1 1
INTERNATIONAL PETROLEUM COLOMBIA LIMITED OXY OXY OXY OXY
X, E (m)
GR
1 1 1 1
OPERADOR
CALI
RT
ResS
DRHO
PORW
SW
RW
GR
CALI
SP
POZO
SP
1
En el bloque se han perforado 5 pozos entre 1958 y 1981, de los cuales 3 mostraron shows de aceite. En la Tabla 9.10 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora.
ILD
ST CI-14 ST CN-5 ST CN-6 ST CN-7 ST RO-11 ST RO-9
ILD
POZO
REGISTRO GRAFICO COMPUESTO
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por los pozos perforados dentro del bloque se muestra a continuación en la Tabla 9.8.
1 1 1
1 1 1
Tabla 9.12 Cantidad de registros e información petrofísica de los pozos, Bloque CP4 Fuente: EPIS, Min. Minas
100
Mediante la evaluación de la información petrofísica, geofísica, geoquímica, geológica y de ingeniería se determinó que la prospectividad de este bloque está asociada a: • Trampas estratigráficas y combinadas tipo Rubiales con factor hidrodinámico. • Potencial roca reservorio en areniscas Fm. Carbonera. • Existencia de buen sello regional. • Baja complejidad estructural. • Cercano al Campo Rubiales.
En este bloque no se definieron Leads por no disponer de información suficiente. En la figura 9.5 se evidencia esto. La información sísmica corrida en esta área es pobre y la infraestructura de ingeniería es nula para asegurar la existencia de áreas prospectivas, aunque por extrapolación de información existente en áreas cercanas, la posibilidad de encontrar estructuras y zonas de interés exploratorio es alta. Este sector se localiza en un área remota del país que cuenta con muy poca infraestructura civil en cuanto a carreteras y electricidad se refiere, dificultándose así la obtención de secciones sísmica y la perforación de pozos tanto estratigráficos como exploratorios, necesarios para hacer el análisis exploratorio correspondiente; pues debido a los precios del petróleo en años anteriores no resultaba atractivo económicamente debido a que la falta de infraestructura aumentaba los costos de exploración.
Ocho Leads en las Formaciones Carbonera miembros C3, C5 y C7, Mirador y Guadalupe están presentes en el bloque como se puede observar en las Figuras 8.116, 8.82, 8.46 y 8.25 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, además de su área total y el STOOIP P90 riesgado del área total del Lead, tal como se muestra en la Tabla 9.13.
LEAD
FORMACION
AREA DE LOS LEADS DENTRO DE LOS BLOQUES (Acres) Mínima
RubialesMurujuy Río Tomo Norte CorocoraSimón DCP-C7-3 Influencia Rubiales N-Rubiales S-Miedo CabionaGuarrojo
C3 C5
225.99
C7 C7
5188.91
C7
AREA TOTAL DEL LEAD (Acres)
Media
Máxima
Mínima
Media
Máxima
2869.8
136668.04
297460
1465950
2738090
9707.382234
684.96
2849.3
487
1281
1799
4.242974814
3081.01
21094.87
179220
842270
1472060
21076.33366
8227.3
21018.99
35053
68461
117581
445.265827
2183.13
47133.48
320620
1314790
2207960
55889.24494
Mirador Guadalupe
5174.44
2818.11 12225.47
11593.54 19047.38
26540 39110
298730 138290
504600 243070
4626.776023 825.9793261
Guadalupe
17884.77
66788.18
92892.29
31556
144670
225799
772.7561057
Tabla 9.13. Áreas y STOOIP P90 riesgado para los Leads ubicados dentro del Bloque CP4 - Fuente: Halliburton-Landmark
Bloque CP5 El Bloque CP5 se encuentra ubicado en la parte Este de la Cuenca Llanos (Figura 9.1), tiene un área aproximada de 7.930.276 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 baja, la información geofísica adquirida en esta zona es de 829 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Vichada-92, Llanos Sector 3-72 y Llanos Sector 3-75. Mediante la evaluación de la información petrofísica, geofísica, geoquímica, geológica y de ingeniería se determinó que la prospectividad de este bloque está asociada a: • Trampas estratigráficas. • Potencial roca reservorio, areniscas Fm. Carbonera. • Buen sello lutítico regional. • Muy baja complejidad estructural.
Bloque CP6 El Bloque CP6 se encuentra ubicado en la parte Sur de la Cuenca Llanos (Figura 9.1), tiene un área aproximada de 1.502.942 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana, la información geofísica adquirida en esta zona es de 619 Km. de Sísmica 2D, comprendidos entre los programas Puerto Lleras-91, Llanos-81, Vichada-92 y Manacacias-81, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 910 Km. adquiridos. En el bloque se han perforado 9 pozos entre 1960 y 1989, de los cuales 3 mostraron shows de aceite y 2 mostraron shows de aceite y gas. En la Tabla 9.14 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora.
STOOIP P90 RIESGADO DEL AREA TOTAL DEL LEAD (MMBO)
POZO LOS KIOSCOS-1 MANACACIAS-1 MANACACIAS-2 SM-10 SM-5 SM-8 SM-9 SV-1 SV-5
OPERADOR INTERCOL TETHYS PETROLEUM/TUSKAR TUSKAR INTERCOL INTERCOL INTERCOL INTERCOL Provincia Pet Provincia Pet
X, E (m) 1205811 1210743 1205060.05 1210016 1205792 1194000 1189000 1215109 1222493
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 872405 3414 876095 3925 874951.92 3408 844790 2575 874426 3960 857000 2902 827800 2125 813082 1294 818800 2070 Y, N (m)
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 715 812 783 720 818 673 673 647 723
Tabla 9.14. Localización de los pozos del Bloque CP6 Fuente: EPIS, Min. Minas
A continuación en la Tabla 9.15 se muestra la Formación objetivo de los pozos y la descripción de los shows de hidrocarburos con sus respectivos intervalos, para aquellos pozos que presentaron manifestaciones.
101
SV-1 SV-5
OIL SHOW OIL SHOW DRY
14020’-1500’
No Shows
1
SM-10
1
1
1
1
RT
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1 1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
SM-9
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
SV-1
1
SV-5
1
LLD
1
ILM
1
PEF
1
SM-8
1
Tabla 9.17 Cantidad de registros e información petrofísica de los pozos, Bloque CP6 Fuente: EPIS, Min. Minas
Algunos comentarios de los pozos se muestran en la Tabla 9.16, donde se observa que los Pozos Manacacias-1 y 2 tienen datos de presión de Formación. PRESIONES
1
SM-5
Tabla 9.15 Manifestaciones de shows, Bloque CP6 Fuente: EPIS, Min. Minas
NOMBRE DEL POZO
1
PERM
Mirador Carbonera
3547-3572’
1
1
ResS
SM-9
DRY DRY DRY
1
MANACACIAS-2
DRHO
1300’/ Carbonera Guayabo/
MANACACIAS-1
1
SW
SM-10 SM-5 SM-8
1230’-235’/ 1285’-1295’/ 3290’-3340’
1
PORW
OIL SHOW
LOS KIOSCOS-1
RW
Arenas Basales Fm. Carbonera
Guayabo/ Arena basal Fm Carbonera/ Paleozoico Guayabo/ Carbonera/ Arena basal Fm Carbonera Mirador
GR
MANACACIAS-2
1300’/ 3318’-3465’/ 3465’-3785’
CALI
OIL SHOW
MSFL
Arenas Basales Fm. Carbonera
POZO
SP
MANACACIAS-1
FORMACION CON MANIFESTACION
ILD
OIL SHOW
INTERVALO DE LA MANIFESTACION
LLS
LOS KIOSCOS-1
DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION Manifestaciones fuertes de petróleo Trazas Metano/ Manifestaciones de hidrocarburos (gas y petróleo)/ Gas Producción de petróleo / Manifestación de gas/ Impregnación aceite pesado No Shows No Shows No Shows Manifestaciones fuertes de petróleo
DT
MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS
REGISTRO GRAFO COMPUESTO
FORMACIÓN OBJETIVO
POZO
ESTADO ACTUAL DEL POZO
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por los pozos perforados dentro del bloque se muestra a continuación en la Tabla 9.17. Mediante la evaluación de la información petrofísica, geofísica, geoquímica, geológica y de ingeniería se determinó que la prospectividad de este bloque está asociada a: • Trampas estratigráficas: acuñamiento, canales fluviales y estructurales. • Potencial roca reservorio, areniscas Fm. Mirador y Fm. Carbonera. • Baja complejidad estructural. • Adyacente área Caño Sur.
COMENTARIOS
LOS KIOSCOS-1 MANACACIAS-1
P. formación: 0.426 psi/ft
Suspendido
MANACACIAS-2
1211.7 psi @ 3138 ft / 66 psi @ 400 ft / P. Fm: 0.392 psi/ft
Suspendido
SM-10 SM-5 SM-8 SM-9 SV-1 9.16. Comentarios de los pozos perforados en el Bloque CP6 Tabla Fuente: EPIS, Min. Minas SV-5
Tabla 9.16. Comentarios de los pozos perforados en el Bloque CP6 Fuente: EPIS, Min. Minas
Se perforaron tres intervalos petrolíferos. Se hicieron 12 intentos de tomar RFT, sin éxito. Existe estudio de palinología. Se perforaron dos intervalos petrolíferos, Se hizo prueba de formación. Pozo corazonado. Durante las pruebas de achique se recuperó hasta 95% de aceite Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared. Pozo estratigráfico Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared. Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared. Pozo estratigráfico. Descripción de muestras de zanja. Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared.
Cuatro Leads en las Formaciones Carbonera (miembros C3, C5 y C7) y Mirador entran en el bloque como se puede observar en las Figuras 8.116, 8.82, y 8.46 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, además de su área total y el STOOIP P90 riesgado del área total del Lead, tal como se muestra en la Tabla 9.18.
LEAD RubialesMurujuy Balastera El Viento-E El Viento-E
FORMACION
AREA DE LOS LEADS DENTRO DE LOS BLOQUES (Acres)
AREA TOTAL DEL LEAD (Acres)
STOOIP P90 RIESGADO DEL AREA TOTAL DEL LEAD (MMBO)
Mínima
Media
Máxima
Mínima
Media
Máxima
C3
43639.82
136475.05
253519.89
297460
1465950
2738090
9707.382234
C5 C7 Mirador
31086.67 11542.63
165102.7 40451.53 27963.69
413289.44 57763.62 28391.17
32852 19390 62140
242466 88730 234790
770460 161580 334446
1249.1381 1785.955581 5397.90536
Tabla 9.18. Áreas y STOOIP P90 riesgado para los Leads ubicados dentro del Bloque CP6 Fuente: Halliburton-Landmark
102
Bloque CP7 El Bloque CP7 se encuentra ubicado en la parte Sur de la Cuenca Llanos (Figura 9.1), tiene un área aproximada de 3.043.663 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana a baja, la información geofísica adquirida en esta zona es de 372 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Llanos-81 y Vichada-92, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 1.787 Km. adquiridos En el bloque se perforaron 3 pozos en el año de 1981, de los cuales 2 mostraron shows de aceite. En la Tabla 9.19 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora. POZO
OPERADOR
SV-6 SV-7 SV-9 SV-1 SV-5
Provincia Pet Provincia Pet Provincia Pet Provincia Pet Provincia Pet
X, E (m)
Y, N (m)
1244248 1268872 1254747 1215109 1222493
863033 869283 831733 813082 818800
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 2742 2862 2380 1294 2070
Mediante la evaluación de la información petrofísica, geofísica, geoquímica, geológica y de ingeniería se determinó que la prospectividad de este bloque está asociada a: • Trampas estratigráficas (acuñamiento, canales fluviales, barras), y probables Plays tipo Rubiales con factor hidrodinámico. • Potencial roca reservorio, areniscas Fm. Mirador y Fm. Carbonera. • Baja complejidad estructural. • Cercano al Campo Rubiales.
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 741 703 700 647 723
Tabla 9.19. Localización de los pozos del Bloque CP7 Fuente: EPIS, Min. Minas
A continuación en la Tabla 9.20 se muestra la descripción de los shows de hidrocarburos con sus respectivos intervalos, para aquellos pozos que presentaron manifestaciones, además de algunos comentarios de los pozos. POZO
MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS
DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION
INTERVALO DE LA MANIFESTACION
COMENTARIOS Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared.
OIL SHOW
SV-6 SV-7
OIL SHOW
Muestra de zanja con manchas de aceite pesado
SV-9
DRY
No Shows
Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared. Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared.
Tabla 9.20. Manifestaciones de shows y comentarios de los pozos, Bloque CP7 Fuente: EPIS, Min. Minas
SW
PORW
DRHO
RT
PERM
1 1 1
RW
1 1 1
ILM
1 1 1
GR
CALI
SV-6 SV-7 SV-9
SP
POZO
ILD
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por los pozos perforados dentro del bloque se muestra a continuación en la Tabla 9.21.
1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
1 1 1
Tabla 9.21. Cantidad de registros e información petrofísica de los pozos, Bloque CP7 Fuente: EPIS, Min. Minas
Cinco Leads en las Formaciones Carbonera miembros C3, C5 y C7 están presentes en el bloque, como se puede observar en la Figuras 8.116 y 8.82 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, además de su área total y el STOOIP P90 riesgado del área total del Lead, tal como se muestra en la Tabla 9.22.
LEAD RubialesMurujuy Balastera Influencia Rubiales SE Rubiales E Rubiales
FORMACION
C3
AREA DE LOS LEADS DENTRO DE LOS BLOQUES (Acres)
AREA TOTAL DEL LEAD (Acres)
Mínima
Media
Máxima
Mínima
Media
Máxima
8569.18
STOOIP P90 RIESGADO DEL AREA TOTAL DEL LEAD (MMBO)
52006.47
186508.19
297460
1465950
2738090
9707.382234
C5
1760.28
102612.79
32852
242466
770460
1249.1381
C7
38964.9
187402.62
320620
1314790
2207960
55889.24494
51784.81
19965.27 111876.33
61930
19960 202230
132.5542395 1038.794211
C7 C7
11901.85
11850
Tabla 9.22. Áreas y STOOIP P90 riesgado para los Leads ubicados dentro del Bloque CP7 Fuente: Halliburton-Landmark
Bloque CP8 El Bloque CP8 se encuentra ubicado en la parte SE de la Cuenca Llanos (Figura 9.1), tiene un área aproximada de 5.911.811 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana a baja, la información geofísica adquirida en esta zona es de 372 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Vichada-92, Orocue-81 y Guarrojo-81, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 1.416 Km. adquiridos. Mediante la evaluación de la información petrofísica, geofísica, geoquímica, geológica y de ingeniería se determinó que la prospectividad de este bloque está asociada a: • Trampas estratigráficas y probables Plays con factor hidrodinámico. • Potencial roca reservorio, areniscas Fm. Carbonera. • Baja complejidad estructural. • Cercano al Campo Rubiales. Tres Leads en la Formación Carbonera miembros C3 y C7 entran en el bloque como se puede observar en las Figuras 8.116 y 8.82 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, además de su área total y el STOOIP P90 riesgado del área total del Lead, tal como se muestra en la Tabla 9.23.
103
LEAD
FORMACION
AREA DE LOS LEADS DENTRO DE LOS BLOQUES (Acres) Mínima
RubialesMurujuy Influencia Rubiales E Rubiales
C3
15.22
STOOIP P90 RIESGADO DEL AREA TOTAL DEL LEAD (MMBO)
Media
Máxima
Mínima
Media
Máxima
10134.74
54014.52
297460
1465950
2738090
9707.382234
4588.93
320620
1314790
2207960
55889.24494
11551.12
34355.08
11850
61930
202230
1038.794211
C7 C7
AREA TOTAL DEL LEAD (Acres)
Asignación de recursos riesgados STOOIP P90 de los Leads a los Bloques CP1 al CP8 A continuación se muestra en las Tabla 9.24 “Resumen de STOOIP del P90 riesgado de los 40 leads del área Llanos asignado a los bloques CP-1 al CP-8 y Caño Sur”, en donde de acuerdo a la relación areal entre el área que el lead entra en bloque dividida por el área total del lead, se asignó el STOOIP que correspondería al bloque, al multiplicar la relación así definida por el STOOIP P90 riesgado del Lead.
Tabla 9.23. Áreas y STOOIP P90 riesgado para los Leads ubicados dentro del Bloque CP8 - Fuente: Halliburton-Landmark
AREA DE LOS LEADS DENTRO DE LOS BLOQUES BLOQUE
LEAD
ÁREA TOTAL DEL LEAD
FORMACIÓN Area min(Acres) Area media(Acres) Area max(Acres) Area min(Acres) Area media(Acres) Area max(Acres)
El Miedo-Joropo El Miedo CP1 Tortuga-La Coral El Miedo Pato-Chiguiro El Miedo-Joropo Río Tomo Norte El Miedo El Miedo CP2 DCP-C7-3 Corocora-Simón S-Miedo E Corocora El Miedo CP3 DCP-C7-3 Rubiales-Murujuy Río Tomo Norte DCP-C7-3 Corocora-Simón CP4 Influencia Rubiales S-Miedo Cabiona-Guarrojo N-Rubiales Rubiales-Murujuy Balastera CP6 El Viento-E El Viento-E Rubiales-Murujuy Balastera CP7 Infuencia Rubiales SE Rubiales E Rubiales Rubiales-Murujuy CP8 Infuencia Rubiales E Rubiales El Viento – O DCP_C7_01 El Viento – O DCP_C7_02 El Viento E Infuencia Rubiales Camoa-Vorágine Caño Sur Área Libre Murujuy El Viento E Vorágine N-Rubiales Candilejas-Camoa Rubiales-Murujuy
C3 Une C7 C7 Mirador C3 C5 Une C7 C7 C7 Guadalupe Mirador C7 C7 C3 C5 C7 C7 C7 Guadalupe Guadalupe Mirador C3 C5 C7 Mirador C3 C5 C7 C7 C7 C3 C7 C7 C7 C7 C7 C7 Guadalupe Guadalupe Mirador Mirador Mirador Une C5,C3,C1
51139.74 12287.14 27303.97
494 35914.32 15493 19558.02 16024.39 13717.63 225.99 5188.91
5174.44 17884.77 43639.82 31086.67 11542.63 8569.18
178785.99 19054.18 125642.99 65270.29 88321.22 1284.78 68743.03 23308.13 72884.91 79843.35 12163.81 107895.39 35356.99 2869.8 684.96 8227.3 3081.01 2183.13 12225.47 66788.18 2818.11 136475.05 165102.7 40451.53 27963.69 52006.47 1760.28 38964.9
11901.85
51784.81 10134.74
15.22 8949.69 24191.02 10736 23116.57
11551.12 28001.66 73504.67 46654.38 192109.43 3746.18 8130 38442.08
3869.47 190961.74
9309.66 620730.17
341236.74 32270.73 280331.14 145517.2 46112.35 332597.25 1789.07 83193.03 5726.68 33960.71 170376.69 156249.04 18349.13 200099.63 59566.05 136668.04 2849.3 21018.99 21094.87 47133.48 19047.38 92892.29 11593.54 253519.89 413289.44 57763.62 28391.17 186508.19 102612.79 187402.62 19965.27 111876.33 54014.52 4588.93 34355.08 34382.44 107664.89 64974.99 313623.75 8805.17 16301.2 77970.18 4332.33 8993.4 14388.55 831587.71
202270 76593 28420 63410 202270 487 76593 63410 35053 179220 39110 63410 35053 297460 487 35053 179220 320620 39110 31556 26540 297460 32852 19390 62140 297460 32852 320620 11850 297460 320620 11850 11105 42309 19390 320620 11127 62140 26540 8900 297460
1102580 140064 157255 529520 101750 1102580 1281 140064 529520 68461 842270 138290 5890 529520 68461 1465950 1281 68461 842270 1314790 138290 144670 298730 1465950 242466 88730 234790 1465950 242466 1314790 61930 1465950 1314790 61930 37949 111313 88730 1314790 51852 8130 234790 77100 298730 19800 1465950
2146270 193891 355900 1174950 339480 2146270 1799 193891 1174950 117581 1472060 243070 32920 1174950 117581 2738090 1799 117581 1472060 2207960 243070 225799 504600 2738090 770460 161580 334446 2738090 770460 2207960 19960 202230 2738090 2207960 202230 49388 168715 161580 2207960 95100 26700 334446 231640 504600 28220 2738090
STOOIP P90 RIESGADO DEL AREA TOTAL DEL LEAD (MMBO) 26712.65576 2466.116351 7188.654653 33708.80478 9938.634983 26712.65576 4.242974814 2466.116351 33708.80478 445.265827 21076.33366 825.9793261 110.7176418 33708.80478 445.265827 9707.382234 4.242974814 445.265827 21076.33366 55889.24494 825.9793261 772.7561057 4626.776023 9707.382234 1249.1381 1785.955581 5397.90536 9707.382234 1249.1381 55889.24494 132.5542395 1038.794211 9707.382234 55889.24494 1038.794211 189.5646144 798.0791965 1785.955581 55889.24494 1034.597769 82.4475211 5397.90536 2557.27115 4626.776023 605.6386422 9707.382234
RELACIÓN AREAL (Área max del lead dentro del bloque / Área max total del lead) 15.90% 16.64% 78.77% 12.38% 13.58% 15.50% 99.46% 42.91% 0.49% 28.88% 11.57% 64.28% 55.74% 17.03% 50.66% 4.99% 158.40% 17.88% 1.43% 2.13% 7.84% 41.14% 2.30% 9.26% 53.64% 35.75% 8.49% 6.81% 13.32% 8.49% 100.03% 55.32% 1.97% 0.21% 16.99% 69.62% 63.81% 40.21% 14.20% 9.26% 61.05% 23.31% 1.87% 1.78% 50.99% 30.37%
STOOIP P90 RIESGADO DE CADA STOOIP P90 RIESGADO TOTAL EN LEAD EN EL BLOQUE (MMBO) CADA BLOQUE (MMBO)
4247.06098 410.454198 5662.275229 4174.825215 1349.987672 4139.533165 4.220094259 1058.139323 164.29596 128.6058796 2439.381524 530.9518935 61.71240589 5740.771407 225.570792 484.5307873 6.720986084 79.59685462 302.0274437 1193.071708 64.72514953 317.9070211 106.3034342 898.8070064 670.0612684 638.4655249 458.2289778 661.2296492 166.3648997 4743.650669 132.5892375 574.6747957 191.4983042 116.1578257 176.4716324 131.9681136 509.2907972 718.173326 7938.637739 95.7919758 50.33683637 1258.426331 47.82827889 82.46224234 308.7973737 2948.237553
15844.60
8526.84
5966.34
2554.88
2665.56
6278.51
484.13
14089.95
Tabla 9.24 Resumen de STOOIP del P90 riesgado de los 40 leads del área Llanos asignado a los bloques CP-1 al CP-8 y Caño Sur
104
En las Figura 9.2 se muestran los bloques CP-1 al CP-8 con Caño Sur respectivamente relacionados con los pozos presentes en el área de interés exploratorio
Figura 9.2 Bloques CP-1 al CP-8 y Caño Sur del área de interés exploratorio
Ronda Colombia (Crudos Pesados Occidente) A continuación se describe la información Geológica, Geofísica, Geográfica y de yacimientos, entre otras, pertenecientes a cada uno de los bloques del Proyecto de Desarrollo de Crudos Pesados denominados CPO, cuya localización dentro de la Cuenca de los Llanos se observa en la Figura 9.3 Bloque CPO1 El Bloque CPO1 se encuentra ubicado en la parte Central de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 152.651 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 alta, la información geofísica adquirida en esta zona es de 31 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas referenciados en la Tabla 9.25, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 171 Km. adquiridos
PROGRAMAS SISMICOS Santiago Atalayas-73 Cusiana-80 Cusiana-81 Guarrojo-81 WAI Guarrojo-82 Río Meta-85 San Pedro-85 Carupana-86 Orocue-87 Río Meta-89 Orocue-89
Figura 9.3 Localización de los bloques del Proyecto Desarrollo de Crudos Pesados Fuente: ANH
Tres Leads de las Formaciones Carbonera, Mirador y Une entran en el bloque como se puede observar en las Anexo 8.3.6, 8.3.5, 8.3.4, y 8.3.2 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.26. LEAD Corocora Simón Guarilaque Reforma W-Cachama
FORMACION C7 Mirador UNE
AREA (Acres) Mínima
Media
Máxima
19761.19
2072.33 43599.45
29679.18 71668.50 1095.17
Tabla 9.26 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO1 Fuente: Halliburton-Landmark Tabla 9.25 Programas sísmicos adquiridos dentro del área del Bloque CPO1 Fuente: EPIS
105
Bloque CPO2 El Bloque CPO2 se encuentra ubicado en la parte Central de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 173.355 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 alta, la información geofísica adquirida en esta zona es de 32 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Orocue-81, Orocue-87 y Orocue-88, San Pedro-85 y Corocaora Sur-87, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 123 Km. Adquiridos. Dos Leads de las Formaciones Carbonera y Mirador entran en el bloque, como se puede observar en los Anexos 8.3.6, 8.3.5 y 8.3.4 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.27. LEAD Corocora Simón Guarilaque Reforma
FORMACION
PROGRAMAS SISMICOS Llanos Sur-70 Llanos Sector 10-72 Puerto Lopez-74 Puerto Lopez-75 Quenane-80 Quenane-81 Upia-82 Cabuyaro-85 Pachaquiaro-85 Guacavia-87 Pachaquiaro-87 Medina-92 Quenane-92
AREA (Acres) Mínima
C7 Mirador
Media
Máxima
140825.66 26251.65
164533.21 81705.80
Tabla 9.27 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO2 Fuente: Halliburton-Landmark
En este bloque se ha perforado un pozo en el año 1962, NEGRITOS-1, cuya localización con coordenadas origen Bogotá, profundidad alcanzada y compañía operadora se muestra en la Tabla 9.30. X, E (m)
Y, N (m)
PROFUNDIDAD TOTAL (FT)
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB)
1111111.61
937236.68
10569
624
OPERADOR
Corocora Simón N-Rubiales Cabiona-Guarrojo DCP_CRET_5
C7 Mirador Guadalupe
Media
Máxima
21.12 26247.68
20122.98 66854.77
835.6
13686.18
Tabla 9.28 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO3 Fuente: Halliburton-Landmark
Bloque CPO4 El Bloque CPO4 se encuentra ubicado en la parte SW de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 345.600 Acres, la información geofísica adquirida en esta zona es de 79 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas referenciados en la Tabla 9.29, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 203 Km. Adquiridos.
Debido a que los registros eléctricos, las muestras de zanja, las muestras de pared, y las pruebas de formación no dieron indicación alguna de petróleo, en la actualidad este pozo se encuentra taponado y abandonado, La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por el Pozo NEGRITOS-1, se muestra a continuación en la Tabla 9.31. RT
AREA (Acres) Mínima
Tabla 9.30 Localización del Pozo NEGRITOS-1 perteneciente al Bloque CPO4 Fuente: EPIS, Min. Minas
ResS
FORMACION
INTERNATIONAL PETROLEUM COLOMBIA LIMITED
ILD
Bloque CPO3 El Bloque CPO3 se encuentra ubicado en la parte Central de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 159.444 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana, la información geofísica adquirida en esta zona es de 12 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Orocue-81, Corocaora Este-86 y Corocaora Sur-87, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 131 Km. adquiridos. Tres Leads de las Formaciones Carbonera, Mirador y Guadalupe entran en el bloque como se puede observar en los Anexos 8.3.6, 8.3.5, 8.3.4 y 8.3.3 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.28. LEAD
Tabla 9.29 Programas sísmicos adquiridos dentro del área del Bloque CPO4 Fuente: EPIS
1
1
1
Tabla 9.31. Cantidad de registros e información petrofísica del Pozo NEGRITOS-1, Bloque CPO4 Fuente: EPIS, Min. Minas
El Lead La Vorágine de la Formación Mirador entra en el bloque, como se puede observar en el Anexo 8.3.4. A este Lead se le midió el área mínima, media y máxima que ocupa dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.32. AREA (Acres) Mínima
Media
Máxima
3505.27
22936.33
13686.18
Tabla 9.32 Áreas del Lead Vorágine de la Formación Mirador ubicado dentro del Bloque CPO4 Fuente: Halliburton-Landmark
106
Algunos comentarios de los pozos acompañados de datos de salinidad, porosidad y saturación de agua encontrados en algunas formaciones atravesadas por estos se muestran a continuación en la Tabla 9.36.
PROGRAMAS SISMICOS Ariporo-71 Llanos Sector 10-72 Puerto Lopez-74 Puerto Lopez-75 Llanos Central-78 WAI Quenane-80 Chaviva-80 Guarrojo-81 WAI Quenane-81 Quenane-82 Upia-84 San Pedro-85 Pachaquiaro-85 Cabuyaro-85 Upia B Sur-85 Matapi-87 Matapi-88 Puerto Lopez-88 Puerto Lopez-89 Puerto Lopez-90 Quenane-92 Metica-93
METICA-1
CAÑO BRAVO-1
METICA-1 CAÑO BRAVO-1 COLOMBIA
OPERADOR ELF-AQUITAINE REPSOL EXPLORATION 1170197.87
X, E (m)
Y, N (m)
1136700 1222493 949456.38
963900 818800 7187
METICA-1
Mirador Gachetá Areniscas Inferiores
CAÑO BRAVO-1
Mirador
MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS OIL SHOW DRY
DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION Manifestaciones fuertes de petróleo Aceite Residual (Brea)
ESTADO ACTUAL
80-100/ 75-100/ 60-100/ 80-100
COMENTARIOS
Taponado y abandonado
Pozo productor de agua. Se realizó DST
100
Taponado y abandonado
Tiene mapa de localización
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 11171 2070 720 "KB"
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 574 "KB" 723
INTERVALO DE LA MANIFESTACION 9000’/ 9250’/ 9610’/ 10100’/ 10200’ 6710’
Tabla 9.35 Manifestaciones de shows, Bloque CPO5 Fuente: EPIS, Min. Minas, informes técnicos anuales y documentos relacionados de cada pozo.
SP
CALI
MSFL
GR
RW
SW
PORW
ResS
RT
PERM
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Tabla 9.37. Cantidad de registros e información petrofísica del Pozo METICA-1, Bloque CPO5 Fuente: EPIS, Min. Minas
Tres Leads de las Formaciones Carbonera (Miembros C1, C3 y C5), Une y Mirador entran en el bloque, los cuales se pueden observar en los Anexos 8.3.6, 8.3.2 y 8.3.4 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.38. LEAD Rubiales Murujuy Chaviva-Jaguar Metica
A continuación en la Tabla 9.35 se muestra la Formación objetivo de los pozos y la descripción de los shows de hidrocarburos con sus respectivos intervalos y formaciones donde se manifestaron. FORMACIÓN OBJETIVO
Sw (%)
15/ 20/ 20/ 5-15 25 (Mirador), 27 (paleoceno), 20 cretácico
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por el Pozo METICA-1, se muestra a continuación en la Tabla 9.37.
Tabla 9.34 Localización de los pozos del Bloque CPO5 Fuente: EPIS, Min. Minas
POZO
30 - 60
POROSIDAD (%)
Tabla 9.36. Comentarios de los pozos perforados en el Bloque CPO5 Fuente: EPIS, Min. Minas
En el bloque se han perforado 2 pozos entre 1985 y 1990, los cuales mostraron shows de aceite (manifestaciones de petróleo y aceite residual). En la Tabla 9.34 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora. POZO
SALINIDAD (ppm.) 450 (Mirador)/ 520(cuervos / 480(Barco)/ 480 Gacheta
ILD
Tabla 9.33 Programas sísmicos adquiridos dentro del área del Bloque CPO5 Fuente: EPIS
POZO
SINTETICO
Bloque CPO5 El Bloque CPO5 se encuentra ubicado en la parte SW de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 492.352 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 alta, la información geofísica adquirida en esta zona es de 622 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas referenciados en la Tabla 9.33, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 302 Km. Adquiridos.
FORMACION C1, C3 Y C5 Mirador UNE
AREA (Acres) Mínima
Media
Máxima
5523.18
65869.2 18951.45 7272.89
128131.05 75541.3 16122.5
Tabla 9.38 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO4 Fuente: Halliburton-Landmark
FORMACION CON MANIFESTACION C7 Guadalupe Lower SS Mirador
Bloque CPO6 El Bloque CPO6 se encuentra ubicado en la parte SW de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 543.353 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 alta, la información geofísica adquirida en esta zona es de 181 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas referenciados en la Tabla 9.39, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 338 Km. adquiridos.
107
PROGRAMAS SISMICOS Santiago Atalayas-73 Puerto Lopez-75 Chaviva-80 Carupana-86 Matapi-87 Matapi-88 Puerto Lopez-88 Puerto Lopez-89 Puerto Lopez-90 HGS Melua-91
YUCAO-1 Tabla 9.39 Programas sísmicos adquiridos dentro del área del Bloque CPO6 Fuente: EPIS
YUCAO-1 CHAVIVA-1
OPERADOR ECOPETROL INTERCOL
X, E (m)
Y, N (m)
1208693 1204999
960206 959057
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 6169 7824
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 559 664
Tabla 9.40 Localización de los pozos del Bloque CPO6 Fuente: EPIS, Min. Minas
YUCAO-1 CHAVIVA-1
FORMACIÓN OBJETIVO Mirador
MANIFESTACION DE DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION HIDROCARBUROS OIL SHOW Manifestaciones de brea no móvil OIL SHOW Oil y gas Shows
Tabla 9.41 Manifestaciones de shows, Bloque CPO6 Fuente: EPIS, Min. Minas, informes técnicos anuales y documentos relacionados de cada pozo.
Algunos comentarios del Pozo YUCAO-1 acompañados de datos de salinidad, porosidad y saturación de agua registrados a nivel de la Formación objetivo (Mirador) se muestran a continuación en la Tabla 9.42. SALINIDAD (PPM) 200-500
POROSIDAD (%) 8.2-31.1
SW (%) 47.6-86.5
PRESION DST
COMENTARIOS Descripción de corazones de pared. 5830-5840’, 5751-5760’.
1
1
1
1
1
1
PERM
RT
RESS
DRHO
PORW
SW
RW
ILM
GR
CALI 1
1
1
1
1
1
Tres Leads de las Formaciones Carbonera (miembros C1, C3, C5 y C7) y Mirador entran en el bloque, los cuales se pueden observar en los Anexos 8.3.6, 8.3.5 y 8.3.4 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.44. LEAD Rubiales Murujuy Influencia Rubiales Chaviva-Jaguar
A continuación en la Tabla 9.41 se muestra la Formación objetivo e intervalo de la manifestación de hidrocarburos del pozo YUCAO-1, además de la descripción de los shows de hidrocarburos para ambos pozos. POZO
1
Tabla 9.43 Cantidad de registros e información petrofísica de los pozos, Bloque CPO6 Fuente: EPIS, Min. Minas
En el bloque se perforaron 2 pozos en el año de 1989, los cuales mostraron shows de aceite, pero en la actualidad se encuentran taponados y abandonados. En la Tabla 9.40 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora. POZO
1
CHAVIVA-1
SP
POZOS
ILD
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por los pozos perforados dentro del bloque se muestra a continuación en la Tabla 9.43
FORMACION C1, C3 Y C5 C7 Mirador
AREA (Acres) Mínima
Media
Máxima
1118.16
183039.61 47358.95 240903.07
318334.76 120549.26 380731.54
55646.15
Tabla 9.44. Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO6 Fuente: Halliburton-Landmark
INTERVALO DE LA MANIFESTACION 5746’-5836’ 6710’
Bloque CPO7 El Bloque CPO7 se encuentra ubicado en la parte Central de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 627.795 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana, la información geofísica adquirida en esta zona es de 160 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas referenciados en la Tabla 9.45, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 282 Km. adquiridos.
PROGRAMAS SISMICOS Santiago Atalayas-73 Guarrojo-81 GSI Guarrojo-82 Guarrojo-82 WAI San Pedro-85 Carupana-86 Río Planas-92 Tabla 9.45 Programas sísmicos adquiridos dentro del área del Bloque CPO7 Fuente: EPIS
Tabla 9.42. Comentarios del Pozo YUCAO-1, Bloque CPO6 Fuente: EPIS, Min. Minas
108
Rubiales Murujuy Corocora Simón Influencia Rubiales Chaviva-Jaguar Guarilaque Reforma N-Rubiales N-Cumarito W-Cachama
C1, C3 Y C5 C7 C7 Mirador Mirador Mirador Guadalupe UNE
2108.23
18451.28 1367.41 1936.8
Tabla 9.46 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO7 Fuente: Halliburton-Landmark
OXY
X, E (m)
Y, N (m)
1334106
938432
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 4204
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 477
Tabla 9.47. Localización del Pozo ST GU-15 perteneciente al Bloque CPO8 Fuente: EPIS, Min. Minas
A continuación en la Tabla 9.48 se muestra la descripción del show de hidrocarburos con su respectivo intervalo, para el pozo ST GU-15, esta tabla se acompaña de algunos comentarios. MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS GAS SHOW
RT
PERM
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Tabla 9.49 Cantidad de registros e información petrofísica del Pozo ST GU-15, Bloque CPO8 Fuente: EPIS, Min. Minas
Cinco Leads de las Formaciones Carbonera (miembros C1, C3, C5 y C7), Mirador y GuaGua dalupe entran en el bloque, como se puede observar en los Anexos 8.3.6, 8.3.5, 8.3.4 y 8.3.3 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.50. LEAD
Bloque CPO8 El Bloque CPO8 se encuentra ubicado en la parte Central de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 370.478 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana, la información geofísica adquirida en esta zona es de 40 Km. de Sísmica 2D comprendidos en el programa Guarrojo-81 WAY, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 349 Km. adquiridos. En este bloque se perforo un pozo en el año 1981, ST GU-15, cuya localización con coordenadas origen Bogotá, profundidad alcanzada y compañía operadora se muestra en la Tabla 9.47. OPERADOR
ResS
130153.92 31152.93 191709.82 126608.59 5688.46 32267.81 11119.46 5048.69
DRHO
859.63
29980.9 11841.18 113335.32 64001.33
PORW
Máxima
SW
Media
RW
Mínima
GR
AREA (Acres)
FORMACION
CALI
LEAD
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por el Pozo ST GU15, se muestra a continuación en la Tabla 9.49. ILD
Ocho Leads de las Formaciones Carbonera (miembros C1, C3, C5 y C7), Mirador, Guadalupe y Une entran en el bloque como se puede observar en los Anexos 8.3.6, 8.3.5, 8.3.4, 8.3.3 y 8.3.2 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.46.
INTERVALO DE LA MANIFESTACION
COMENTARIOS
3730-3740'
Pozo estratigráfico. Descripción de muestras de zanja.
Tabla 9.48. Manifestación de show y comentarios del Pozo ST GU-15, Bloque CPO8 Fuente: EPIS, Min. Minas
Rubiales Murujuy Corocora Simón Influencia Rubiales N-Rubiales Cabiona-Guarrojo DCP_CRET_5
FORMACION
AREA (Acres) Mínima
Media
Máxima
C1, C3 Y C5 C7 C7 Mirador
21056.38 9285.09
1069.13 11841.18 97949.31 101871.01
14147.34 31152.93 150822.54 142928.47
Guadalupe
13595.26
76711.23
119459.12
Tabla 9.50. Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO8 Fuente: Halliburton-Landmark
Bloque CPO9 El Bloque CPO9 se encuentra ubicado en la parte SW de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 561.150 Acres, la información geofísica adquirida en esta zona es de 1167 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas referefe renciados en la Tabla 9.51, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 195 Km. adquiridos.
Tabla 9.51 Programas sísmicos adquiridos dentro del área del Bloque CPO9 Fuente: EPIS
PROGRAMAS SISMICOS San Martín-67 Granada-72 Castilla-80 Yucape-80 Quenane-81 Ariari-81 Acacias-82 Quenane-82 Villavicencio-84 Humadea-84 GRS Humadea-84 WAI Pachaquiaro-85 San Juan-87 Norte de San Juan-87 Villavicencio-88 Meta Guape-89 Chichimene-90 Meta Guape-90 Meta Guape Central-92 Río Blanco II-93 Orotoy-93 Río Guape 2D-2002
109
En el bloque se han perforado 12 pozos entre 1973 y 1994, de los cuales 2 mostraron shows de aceite. En la Tabla 9.52 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora.
A continuación en la Tabla 9.53 se muestra la Formación objetivo, descripción e intervalos de las manifestaciones de hidrocarburos registradas por algunos pozos. POZO
OPERADOR
X, E (m)
Y, N (m)
NOMECO LATIN AMERICA ECOPETROL
1043004 1054656
880724 909489
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 7650 8431
ECOPETROL
1056917
920310
8090
1316
ECOPETROL ECOPETROL CHEVRON ECOPETROL ECOPETROL SHELL SHELL SHELL ECOPETROL
1038493 1054729 1032364.00 1064071 1054847 1040629 1041162 1041762 1057900
908614 912377 918414.82 918828 926901 910977 910908 910410 929800
7940 9345 9425 9890 8927
1551 1110 1930 993 1267
4098 7996 9592
1515 1503 1206
POZO ARIARI-1 CANDILEJAS-1 CASTILLA NORTE-7 CORONADO-1 GALERON-1 HUMADEA-1 LUNA ROJA-1 META-1 SAN MARTIN SAN MARTIN-4 SAN MARTIN-5 YACARE-1
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 1062 1176
ARIARI-1
FORMACIÓN MANIFESTACION DE DESCRIPCION DE LA OBJETIVO HIDROCARBUROS MANIFESTACION Arenas del Cretáceo y Manifestaciones débiles OIL Carbonera de petróleo(brea )/No gas OIL SHOW
CANDILEJAS-1 CASTILLA NORTE-7 CORONADO-1 GALERON-1
K2 cretaceo Guadalupe Guadalupe K1 y K2 cretaceo
HUMADEA-1
San Fernando Guadalupe
LUNA ROJA-1
T2
META-1
Carbonera – Guadalupe
Tabla 9.52 Localización de los pozos del Bloque CPO9 Fuente: EPIS, Min. Minas
SAN MARTIN SAN MARTIN-4 SAN MARTIN-5 YACARE-1
FORMACION CON MANIFESTACION
6943’-7260’
Cretáceo
8164’, 8168’, 8176’, 8178’ Formación T2
OIL OIL SHOW OIL SHOW
Trazas de aceite pesado -
OIL SHOW
Manchas Aceite
O & G SHOW
Trazas de aceite residual y Manifestaciones de gas C1
OIL SHOW
Manifestación de hidrocarburos
DRY OIL SHOW OIL SHOW Guadalupe (K2 cretaceo superior)
Manifestaciones de HC y de gas
INTERVALO DE LA MANIFESTACION
OIL SHOW
OIL SHOW OIL SHOW Durante prueba DST Trazas de crudo emulsionado, manchas de aceite, fluorescencia amarillo.
7600’ – 7685’ / 7623; 7632’ – 7659’/ 7666’-7715’/ 7982’ – 8004’/ 8009’-8128’/ 8154’ 8182’; 8210’; 8252’-8560’; 8620’ 8955’;9150’ 7360’-7500’ 9020’-9040’ 9070’-9100’ 9120’-130’ 8301’/ 8085’/ 8073’
-
San Fernando Guadalupe
9206’-9212’ 8900’-8910’
Tabla 9.53 Manifestaciones de shows, Bloque CPO9 Fuente: EPIS, Min. Minas, informes técnicos anuales y documentos de cada pozo.
Algunos datos de salinidad, porosidad, saturación de agua, permeabilidad y presión, enen contrados en algunas formaciones atravesadas por los pozos se muestran a continuación en la Tabla 9.54.
110
Algunos comentarios de los pozos, así como su estado actual se muestran en la Tabla 9.55. POZO
ESTADO ACTUAL
COMENTARIOS
ARIARI-1
Taponado y abandonado
Se corazonó, dentro del cretáceo (7097 - 7127 ft)
CANDILEJAS-1
Taponado y abandonado
No hay más información disponible
CORONADO-1
Taponado y abandonado
Se realizó DST. Probó agua en K2 e indicios de petróleo pesado en K1 y T2.
GALERON-1
Solo se encontró la forma 4CR
HUMADEA-1
Taponado y abandonado
Se probaron varios intervalos, sin resultado satisfactorio. Graphic Core Log. DST.
META-1
Taponado y abandonado
Se perforaron cinco intervalos petrolíferos
SAN MARTIN-4
Corazón 4050-4062’. No descripción.
SAN MARTIN-5
Taponado y Abandonado
YACARE-1
Taponado y Abandonado
1 1 1
1 1 1 1
1
1
1
1 1 1 1
1
1
1 1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1
1
1
1
1
1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1
1 1 1 1
1
1
1
1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1
1
1
1
LLD
1 1 1 1 1 1
PERM
1
1 1 1
RT
1
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
RESS
Tabla 9.54. Datos petrofísicos y de presión registrados por pozos perforados en el Bloque CPO9 Fuente: EPIS, Min. Minas
1
DRHO
79-8846
1 1 1 1
PORW
Pruebas de Formación
1 1 1 1
SW
YACARE-1
ARIARI-1 CANDILEJAS-1 CORONADO-1 GALERON-1 HUMADEA-1 LUNA ROJA-1 META-1 SAN MARTIN-4 SAN MARTIN-5 YACARE-1
RW
META-1
2-8.3 (Cuarzoareniscas basales eoceno superior)/ 1.5-2 (Cuarzoareniscas post albiano)
GR
LUNA ROJA-1
POZO
MSFL
200 -700(K2)
611 (Guadalupe)
CALI
GALERON-1
100 (K2)
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por los pozos perforados dentro del bloque se muestra a continuación en la Tabla 9.56.
PEF
Pi = 2766 psi @ 6962 ft
K (MD) 700 900
SP
CORONADO-1
SW (%) 60 70 Sw=50.5/20.5. So=15.9/8.2 90 (T2), 20-40(K1) 40-100(k2) So:0.71-1.66%(K2)/ 41-100(k1) 41.3-93.6 (Cuarzoareniscas Basales eoceno superior)/ 37.6-85 (Cuarzoareniscas post albiano) 35-50(k2) 43-70(k1)37-41(t2)
ILD
CANDILEJAS-1
POROSIDAD (%) 27 (Cretaceo) 18.2@ 8164 ft 22.7@ 8176ft 16 (T2), 20(K1), 18(k2) 15-21 (k2)/ 15-20(k1) 18(T2) 12.9-14.4 (Cuarzoareniscas basales eoceno superior) 10.8-11.4 (Cuarzoareniscas post albiano) 16-20(k2) 16-22(k1) 20(t2) 15-18(k2) 13-20(K1) 15(Carbonera)
LLS
SALINIDAD (PPM)
DT
PRESION
REGISTRO GRAF COMPUESTO
POZO ARIARI-1
1 1 1 1 1 1 1 1 1
Tabla 9.56. Cantidad de registros e información petrofísica de los pozos, Bloque CPO9 Fuente: EPIS, Min. Minas
Siete Leads de las Formaciones Guadalupe y UNE entran en el bloque, los cuales se pueden observar en los Anexos 8.3.3 y 8.3.2 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.57. LEAD DCP_CRET_1 DCP_CRET_2 Candilejas-Camoa El Dorado Este El Dorado Norte El Dorado Oeste Humadea
FORMACION Guadalupe Guadalupe UNE UNE UNE UNE UNE
Mínima 2509.87 801.12 4035.87 397.2 1085.63 254.66 185.68
ÁREA (Acres) Media 7320.68 2852.83 9500.15 893.22 2224.72 479.95 1066.19
Máxima 9719.88 5064.36 14575.43 1931.07 4574.83 1029.98 2065.52
Corazonado 4300-7805
Tabla 9.55. Comentarios de los pozos perforados en el Bloque CPO9 Fuente: EPIS, Min. Minas
Tabla 9.57 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO9 Fuente: Halliburton-Landmark
Bloque CPO10 El Bloque CPO10 se encuentra ubicado en la parte SW de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 389.077 Acres, la información geofísica adquirida en esta zona es de 337 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas referenciados en la Tabla 9.58, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 223 Km. Adquiridos.
111
PROGRAMAS SISMICOS Llanos-70 Llanos Sector 10-72 Puerto Lopez-74 Puerto Lopez-75 Quenane-80 Quenane-81 Quenane-82 Villavicencio-84 Humadea-84 GSR Pachaquiaro-85 Villavicencio-88 Quenane-92 Orotoy-93
En el bloque se han perforado 2 pozos entre 1973 y 1992, los cuales mostraron shows de gas y de aceite. En la Tabla 9.61 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora. POZO MURUJUY-1 TURPIAL-1
Vorágine DCP_CRET_4 Candilejas-Camoa
FORMACION Mirador Guadalupe UNE
Tabla 9.58. Programas sísmicos adquiridos dentro del área del Bloque CPO10 Fuente: EPIS
REPSOL.CO CHEVRON
1167081.73 1167700
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 926882.21 6110 876200 4857 Y, N (m)
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 825 712
Mínima 8561.7
ÁREA (Acres) Media 70615.11 32123.78
Máxima 149238.72 45433.52 818.85
A continuación en la Tabla 9.62 se muestra la Formación objetivo de los pozos y la descripción de los shows de hidrocarburos con sus respectivos intervalos. POZO
Bloque CPO11 El Bloque CPO11 se encuentra ubicado en la parte SW de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 639.407 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 alta, la información geofísica adquirida en esta zona es de 944 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas referenciados en la Tabla 9.60, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 312 Km. adquiridos.
PROGRAMAS SISMICOS Llanos-70 Llanos Sector 10-72 Melua-73 Puerto Lopez-74 Puerto Lopez-75 Quenane-80 Chaviva-80 Quenane-81 Ariari-81 Quenane-82 Pachaquiaro-85 Meta-86 Pachaquiaro-87 Puerto Lopez-88 Puerto Lopez-89 Río Melua-89 Puerto Lopez-90 HGS Puerto Lopez-90 WAI Melua Oriental-91 Quenane-92
FORMACIÓN OBJETIVO
MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS
DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION
MURUJUY-1
Mirador – Cretácico
GAS SHOW
Manifestaciones de gas
TURPIAL-1
Terciario
OIL SHOW
Manifestaciones fuertes de petróleo
INTERVALO DE LA MANIFESTACION 2720’-2730’/ 2840’-2850’/ 3720’-3290’/ 3620’-3630’/ 3645’-3650’/ 3789’/ 4040’-4125’/ 4839’
FORMACION CON MANIFESTACION
3506’
Arenas basales
Carbonera
Tabla 9.62 Manifestaciones de shows, Bloque CPO11 Fuente: EPIS, Min. Minas, informes técnicos anuales y documentos relacionados de cada pozo.
Tabla 9.59 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO10 Fuente: Halliburton-Landmark
Tabla 9.60. Programas sísmicos adquiridos dentro del área del Bloque CPO11 Fuente: EPIS
X, E (m)
Tabla 9.61 Localización de los pozos del Bloque CPO11 Fuente: EPIS, Min. Minas
Tres Leads de las Formaciones Guadalupe, Mirador y Une entran en el bloque, los cuales se pueden observar en los Anexos 8.3.3, 8.3.4, y 8.3.2 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.59. LEAD
OPERADOR
Datos de salinidad, porosidad y saturación de agua, registrados por el Pozo TURPIAL-1 a nivel de la formación objetivo, además de algunos comentarios de los pozos perforados dentro del bloque se encuentran en la Tabla 9.63. POZO
SALINIDAD (ppm.)
POROSIDAD (%)
Sw (%)
MURUJUY-1 TURPIAL-1
2000
27-30
Saturado de agua
ESTADO ACTUAL
COMENTARIOS
Taponado y abandonado
Pozo corazonado
Taponado y abandonado
Intervalo corazonado 4211’-4217’
Tabla 9.63. Comentarios de los pozos perforados en el Bloque CPO11 Fuente: EPIS, Min. Minas
112
CALI
GR
RW
SW
PORW
DRHO
1 1
1 1
1 1
PERM
PEF
1 1
RT
SP
1 1
1
1
1 1
1
1
1
RESS
ILD
MURUJUY-1 TURPIAL-1
REGISTRO GRAF COMPUESTO
POZOS
REGISTRO SINTETICO
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por los pozos perforados dentro del bloque se muestra a continuación en la Tabla 9.64.
1 1
1 1
En el bloque se han perforado 3 pozos, de los cuales ninguno mostró shows de aceite. En la Tabla 9.67 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora. POZO SM-3 GARIBAY-1 CUMARITO-1
POZO
Rubiales Murujuy Valdivia-Melua El Viento-E El Viento-W Vorágine DCP_CRET_4 Murujuy
FORMACION C1, C3 Y C5 C7 Mirador Mirador Mirador Guadalupe Guadalupe
Mínima 26674.61 16154.93 3686.41
7888.08 3965.63
Máxima 142369.16 187301.92 46059.56 8622.52 22828.3 26785.11 11141.41
Tabla 9.65 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO11 Fuente: Halliburton-Landmark
Bloque CPO12 El Bloque CPO12 se encuentra ubicado en la parte SW de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 708.766 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana, la información geofísica adquirida en esta zona es de 270 Km de Sísmica 2D comprendidos entre los programas referenciados en la Tabla 9.66, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 414 Km adquiridos.
Tabla 9.66. Programas sísmicos adquiridos dentro del área del Bloque CPO12 Fuente: EPIS
PROGRAMAS SISMICOS Chaviva-80 Llanos-81 Manacacias-81 Meta-86 Puerto Lopez-88 Puerto Lopez-89 Río Melua-89 Melua-91
INTERCOL REPSOL EXPLORATION COLOMBIA TUSKAR
1220555 1179876.77 1226049
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 918572 4961 897525.98 4357 911576 4126 Y, N (m)
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 706 664 702
A continuación en la Tabla 9.68 se muestran las presiones y salinidad obtenidas a partir del Pozo GARIBAY-1, así como la formación objetivo y los datos de porosidad, saturación de agua y permeabilidad registradas tanto por el Pozo GARIBAY-1 como por el Pozo CUMARITO-1.
Siete Leads de las Formaciones Carbonera (miembros C1, C3, C5 y C7), Mirador y Guadalupe entran en el bloque, como se puede observar en los Anexos 8.3.6, 8.3.5, 8.3.4 y 8.3.3 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.65. LEAD
X, E (m)
Tabla 9.67. Localización de los pozos del Bloque CPO12 Fuente: EPIS, Min. Minas
Tabla 9.64. Cantidad de registros e información petrofísica de los pozos, Bloque CPO11 Fuente: EPIS, Min. Minas
ÁREA (Acres) Media 100469.38 78201.37 27119.46
OPERADOR
FORMACION OBJETIVO
GARIBAY-1
Mirador
CUMARITO-1
Cuarzo areniscas basales Oligoceno
PRESION
SALINIDAD (PPM)
1668 Psi @ 4095ft / 1687 psi @ 4157 ft
149.7
SW (%)
K (MD)
70-100
2000
94.6
28
8-32 (Mirador) 18.6
Pruebas de Formación
YACARE-1
POROSIDAD (%)
79-8846
15-18(k2) 13-20(K1) 15(Carbonera)
Tabla 9.68. Formación objetivo, datos petrofísicos y de presión registrados por pozos perforados en el Bloque CPO12 Fuente: EPIS, Min. Minas
Algunos comentarios de los pozos, así como su estado actual se muestran en la Tabla 9.69. POZO
ESTADO ACTUAL
Pozo estratigráfico
SM-3 GARIBAY-1 CUMARITO-1
COMENTARIOS
Taponado y Abandonado
Pozo corazonado. No se cañoneo ningún intervalo Tope; 3897 base; 3940
Tabla 9.69. Comentarios de los pozos perforados en el Bloque CPO12 Fuente: EPIS, Min. Minas
113
1
1
1
PERM
RT
1
DRHO
1
PORW
1
SW
1
RW
1
GR
SP
1
CALI
REGISTRO SINTETICO
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por los Pozos GARIBAY-1, se muestra a continuación en la Tabla 9.70.
1
A continuación en la Tabla 9.73 se muestra la descripción del show de hidrocarburo con su respectivo intervalo, para el pozo SV-4, esta tabla se acompaña de algunos comentarios. FORMACIÓN MANIFESTACION DE OBJETIVO HIDROCARBUROS
Carbonera y Mirador
DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION
INTERVALO DE LA MANIFESTACION
COMENTARIOS
2824’
Pozo estratigráfico. Descripción de corazones. 2820-2824,2’, 2835-2841’. Descripción de muestras de pared.
muestra de Corazón tenia un 23% de saturación
OIL SHOW
Tabla 9.70. Cantidad de registros e información petrofísica del Pozos GARIBAY-1, Bloque CPO12 Fuente: EPIS, Min. Minas
OPERADOR Provincia Petroleum
X, E (m)
Y, N (m)
1270578
882814
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 2963
SW (%)
K (MD)
21.1-37.4 (Mirador)
68.52-73.04 (Mirador)
258-4496(Mirador)
Tabla 9.74 Profundidades de Toma de RFT’S y propiedades petrofísicas registradas por el Pozo SV-4, Bloque CPO13 Fuente: EPIS, Min. Minas
DRHO
RT
PERM
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por el Pozo SV-4, se muestra a continuación en la Tabla 9.75. PORW
Bloque CPO13 El Bloque CPO13 se encuentra ubicado en la parte Sur de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 466.670 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana, la información geofísica adquirida en esta zona es de 21 Km de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Llanos-81, Manacacias-81 y Rubiales-89, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 214 Km adquiridos. En este bloque se perforo un pozo en el año 1981, SV-4, cuya localización con coordenadas origen Bogotá, profundidad alcanzada y compañía operadora se muestra en la Tabla 9.72.
POROSIDAD (%)
SW
Tabla 9.71 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO12 Fuente: Halliburton-Landmark
PRESIONES RFT'S @ 2835', 2792', 2668', 2527', 2247', 2245'.
RW
24849.27 4163.57
Máxima 650870.47 124780.31 11681.1 72469.17 14410.54 1483.13
ILM
ÁREA (Acres) Media 576194.39 28502.34
GR
C1, C3 Y C5 C7 Mirador Mirador Guadalupe Guadalupe
Mínima 214859.1
CALI
Rubiales Murujuy Influencia Rubiales Chaviva-Jaguar El Viento-E Murujuy N-Cumarito
FORMACION
Datos petrofísicos registrados por el Pozo SV-4 se encuentran en la Tabla 9.74, donde además se muestra la profundidad a la cual se tienen datos de presión por RFT’S.
SP
LEAD
Tabla 9.73. Manifestación de show y comentarios del los Pozo SV-4, Bloque CPO13 Fuente: EPIS, Min. Minas
ILD
Seis Leads de las Formaciones Carbonera (miembros C1, C3, C5 y C7), Mirador, Guadalupe y Une entran en el bloque, los cuales se pueden observar en las Anexos 8.3.6, 8.3.5, 8.3.4, 8.3.3 y 8.3.2 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.71.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Tabla 9.75. Cantidad de registros e información petrofísica del Pozo SV-4, Bloque CPO13 Fuente: EPIS, Min. Minas
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 686
Tabla 9.72 Localización del Pozo SV-4 perteneciente al Bloque CPO13 Fuente: EPIS, Min. Minas
114
1
1
1
1
1
PERM
1
1
RT
1
RESS
1
DRHO
1
PORW
1
SW
1
1
RW
1
SV-8
ILM
ST GU-19
POZO
CALI
SP
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por los pozos perforados dentro del bloque se muestra a continuación en la Tabla 9.79.
ILD
Cinco Leads de las Formaciones Carbonera (miembros C1, C3, C5 y C7), Mirador y GuaGua dalupe entran en el bloque, como se puede observar en las Anexos 8.3.6, 8.3.5, 8.3.4 y 8.3.3 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.76.
1
1
1
1
1
Tabla 9.79 Cantidad de registros e información petrofísica de los pozos, Bloque CPO14 Fuente: EPIS, Min. Minas
Tres Leads de las Formaciones Carbonera miembros C1, C3, C5 y C7 entran en el bloque, los cuales se pueden observar en las Anexos 8.3.6 y 8.3.5 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.80
Tabla 9.76 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO13 Fuente: Halliburton-Landmark
Bloque CPO14 El Bloque CPO14 se encuentra ubicado en la parte Sur de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 517.656 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana, la información geofísica adquirida en esta zona es de 66 Km de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Guarrojo-81 GSI, Llanos-81, Guarrojo-82, Rubiales 89 y Vichada 92, a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 326 Km adquiridos. En el bloque se perforaron 2 pozos en el año de 1981, de los cuales uno mostró show de aceite. En la Tabla 9.77 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora. POZO ST GU-19 SV-8
OPERADOR OXY Provincia Petroleum
X, E (m)
Y, N (m)
1324191 1294697
913460 891713
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 2668 2649
Tabla 9.77 Localización de los pozos del Bloque CPO14 Fuente: EPIS, Min. Minas
A continuación en la Tabla 9.78 se muestra la descripción del show de hidrocarburo, para el pozo ST GU-19 que presento manifestación, esta tabla se acompaña de algunos comentarios. POZO
MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS
DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION
ST GU-19
OIL SHOW
OIL SHOW
SV-8
DRY
No Shows
COMENTARIOS Pozo estratigráfico Descripción de corazones de pared y de muestras de zanja. Pozo estratigráfico
LEAD Rubiales Murujuy Influencia Rubiales Chaviva-Jaguar N-Rubiales N-Cumarito
FORMACION C1, C3 Y C5 C7 Mirador Mirador Guadalupe
Mínima 43555.24
ÁREA (Acres) Media 81876.69 365016.36
9212.8
Máxima 152851.1 459945.83 3705.52 9787.33 21229.35
Tabla 9.80 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO14 Fuente: Halliburton-Landmark
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 625 683
Bloque CPO15 El Bloque CPO15 se encuentra ubicado en la parte SW de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 278.678 Acre. En este bloque no se definieron Leads por no disponer de información suficiente para ello. Bloque CPO16 El Bloque CPO16 se encuentra ubicado en la parte SW de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 373.479 Acres, la información geofísica adquirida en esta zona corresponde a 3 Km Adquiridos de gravimetría y magnetometría. En el bloque se han perforado 10 pozos entre 1981 y 1988, de los cuales 9 mostraron shows de aceite, pero en la actualidad se encuentran taponados y abandonados. En la Tabla 9.81 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora.
Tabla 9.78 Manifestaciones de shows y comentarios de los pozos, Bloque CPO14 Fuente: EPIS, Min. Minas
115
POZO CANAGUARO-1 EL TRIUNFO-1 LA ESPERANZA-1 LA MACARENA-1 RIO CURIA-1 RIO ZANZA-1 SA-16 SA-18 SA-20 SAN JUAN-1
OPERADOR
X, E (m)
TEXAS PETROLEUM COMPANY PROVINCIA PET. CO. PROVINCIA PET. CO. PROVINCIA PET. CO. PROVINCIA PETROLEUM PROVINCIA PETROLEUM Provincia Pet
NOMECO
1037145 1019531.48 1017620 1011000 1017220 1018040 1020036 1021400 1021500 1025048
PROFUNDIDAD TOTAL (FT) 857324 6600 854106.66 271 858820 406 862875 467 858725 354 855720 427 856180 2141 856600 4750 856600 865138 7004 Y, N (m)
ELEVACION DEL DATUM (FT) (Referencia KB) 1110 "KB" 1226.3 "GL" 1485 "GL" 1800 "GL" 1880 "GL" 1890 "GL" 1005 "KB" 1312 "RT" 1480 "KB"
El Pozo CANAGUARO-1 registro un dato de presión de 2364 psi @ 6176 y el Pozo SAN JUAN cuenta con un RTF, algunos otros comentarios de los pozos acompañados de datos de salinidad, porosidad y saturación de agua encontrados en algunas formaciones atravesadas por estos se muestran a continuación en la Tabla 9.83.
POZO
CANAGUARO-1
SALINIDAD (PPM)
POROSIDAD (%)
100
SW (%)
18
K (MD)
70 77
380
Tabla 9.81. Localización de los pozos del Bloque CPO16 Fuente: EPIS, Min. Minas
A continuación en la Tabla 9.82 se muestra la formación objetivo de los pozos y la descripción de los shows de hidrocarburos con sus respectivos intervalos, para aquellos pozos que presentaron manifestaciones.
Cuarzoareniscas basales Eoceno superior y Post Albiano
SA-18
OIL
Manifestaciones fuertes de brea
OIL SHOW
Gotas de aceite pesado diseminado, con 30% a 70% de saturación de aceite pesado
OIL
Manifestaciones de aceite muy pobres
SA-20
Cuarzoareniscas post albiano y eoceno superior
OIL
Manifestaciones fuertes de brea
SAN JUAN-1
Cretáceo
OIL
Trazas de brea mirador y aceite en cretaceo (6385-6490)
Tabla 9.82 Manifestaciones de shows, Bloque CPO16 Fuente: EPIS, Min. Minas
RIO CURIA-1 -
Pozo corazonado Pozo estratigráfico. Descripción de corazones. 1497-1505’, 1778-1783’. Descripción de muestras de pared.
11.7-22.4(Mirador)/ 15-25.7Cretáceo
RIO ZANZA-1
Cretáceo
-
-
6385’-6490’
Pozo corazonado
-
110’-130’/ 150’/ 210’/ 240’/ 280’/ 330’/ 350’/ 370’/ 400’/ 420’/ 450’/ 460’
82’-101.2’/ 132.4’-161.8’/ 184.8’-302.9’ 1497’, 1502’, 1778’, 1781’, 1783’ 210’ 240’ 550’ 560’
14-21.5 (Mirador) 12.2-28.7(Cretáceo) 14.2-30Cretáceo
97.8 (Eoceno superior)/ SA-16
200
13.5(Eoceno superior)/ 16.8-21.4(Post Albiano)
58.8-91.1 (Post Albiano)
7.3-96 (Post Albiano)
30- 40 SA-20
Cretáceo
SAN JUAN-1
20-26 300
7.3 (Eoceno superior)
4 6
16.1(Post albiano)/ 14.5(Eoceno superior)
97.1(Post albiano)/ 98(Eoceno superior)
Pozo estratigráfico. Descripción de corazones. 5734-5764’. Corazón 6359-6389’. No descripción.
16/8
Tabla 9.83. Datos petrofísicos y comentarios de los pozos perforados en el Bloque CPO16 Fuente: EPIS, Min. Minas
La cantidad de registros eléctricos e información petrofísica adquirida por algunos pozos perforados dentro del bloque se muestra a continuación en la Tabla 9.84.
Mirador - Cret sin diferenciar
CANAGUARO-1 SAN JUAN-1
GR
SA-16
No Shows
6934
MSFL
RIO ZANZA-1
Mirador y Cretáceo
DRY
Manifestaciones débiles de brea
LA MACARENA-1
CALI
Mirador y Cretáceo
OIL
COMENTARIOS
SP
RIO CURIA-1
OIL OIL
INTERVALO DE LA MANIFESTACION
19.5-26.3(Mirador)
ILD
Mirador y Cretáceo
OIL SHOW
DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION Manifestaciones fuertes de petróleo Manifestaciones fuertes de brea Manifestaciones fuertes de brea
LA ESPERANZA-1
REGISTRO SINTETICO
LA MACARENA-1
MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS
14.1-28.4
POZOS
FORMACIÓN OBJETIVO Arenas Basales CANAGUARO-1 Fm Carbonera EL TRIUNFO-1 Cretáceo LA ESPERANZA-1 Cretáceo POZO
EL TRIUNFO-1
COMENTARIOS No hubo pruebas de formación, ni producción o estimulación del pozo. Corazonado No hubo pruebas de formación, ni producción o estimulación del pozo. Corazonado No hubo pruebas de formación, ni producción o estimulación del pozo. Corazonado
1
1
1
1
1
CHECK SHOT SURVEY
Tabla 9.84. Cantidad de registros e información petrofísica de los pozos, Bloque CPO16 Fuente: EPIS, Min. Minas
116
En este bloque no se definieron Leads por no disponer de información suficiente para ello; pues la información sísmica corrida en esta área es pobre para asegurar la existencia de áreas prospectivas, aunque por extrapolación de información existente en áreas cercanas, la posibilidad de encontrar estructuras y zonas de interés exploratorio es alta.
A continuación en la Tabla 9.86 se muestra la Formación objetivo de los pozos y la descripción de los shows de hidrocarburos con sus respectivos intervalos, para aquellos pozos que presentaron manifestaciones. MANIFESTACION DE HIDROCARBUROS
DESCRIPCION DE LA MANIFESTACION
CHAFURRAY-2
OIL
Arena Impregnada con brea
CHAFURRAY-3
OIL
Impregnación de alquitrán/
CHAFURRAY-4
OIL
Impregnación de brea
CHAFURRAY-5
OIL
Impregnación de brea
POZO
Bloque CPO17 El Bloque CPO17 se encuentra ubicado en la parte SW de la Cuenca Llanos (Figura 9.3), tiene un área aproximada de 519.872 Acres y una densidad de geoinformación por Km2 mediana, la información geofísica adquirida en esta zona es de 189 Km. de Sísmica 2D comprendidos entre los programas Refugio-73, Ariari-81, Macacias-88 y Meta Central-91 a nivel de gravimetría y magnetometría se cuenta con 255 Km. adquiridos. En el bloque se han perforado 16 pozos entre 1945 y 1992, de los cuales 12 mostraron shows de aceite. En la Tabla 9.85 se muestra la localización de los pozos con coordenadas origen Bogotá, además de la profundidad alcanzada y la compañía operadora. POZO
OPERADOR
X, E (M)
Y, N (M)
PROFUNDIDAD TOTAL (FT)
CH-2 CH-3 CH-4 CH-5 CHAFURRAY-2
SHELL SHELL SHELL SHELL ANGLO COLOMBIANA DE PETRÓLEO
1106470 1098440 1108000 1106586 1110169
819480 825475 823000 828220 820373
2188
CHAFURRAY-3
ANGLO COLOMBIANA DE PETRÓLEO
1103485
822470
2583.98
CHAFURRAY-4
ANGLO COLOMBIANA DE PETRÓLEO
1108390
822735
2342.51
OIL SHOW
Trazas de aceite
PUERTO RICO-1
Mirador
OIL SHOW
Manifestaciones débiles de petróleo
SA-11
ANGLO COLOMBIANA DE PETRÓLEO
1115854
828220
2210.62
REPSOL EXPLORATION COLOMBIA
1107518.63
826651.08
2820
803.64 "GL"
PUERTO RICO-1
PROVINCIA PETROLEUM
1097155.85
816484.78
2430
750 "KB"
SA-10
Provincia Pet
1137971
830883
2726
823 "KB"
SA-11
Provincia Pet
1127827
817508
2245
1118731
815565
1355'
Provincia Pet
Mirador
OIL SHOW
SA-10
CHAFURRAY-5
SA-6
LAS BRUJAS-1 ELEVACION DEL DATUM (FT) (“Referencia”)
LAS BRUJAS-1
SA-2
FORMACIÓN OBJETIVO
1120973
837016
2945
SA-7
1094516
833820
2585
SA-8
1097157
816535
897 “KB”
Cuarzoareniscas basales Mioceno
OIL SHOW
Manifestaciones débiles de petróleo Manifestaciones débiles de petróleo Manifestaciones fuertes de petróleo. Trazas de aceite pesado.
SA-2
OIL
SA-6
OIL SHOW
Manifestaciones de aceite
SA-7
OIL SHOW
Manifestaciones fuertes de petróleo.
SA-8
OIL SHOW
Manifestaciones de aceite
INTERVALO DE LA MANIFESTACION 442-470.6 mts 544.2-547.5 mts 551.5-573 mts 594-663.5 mts 754-754.5 mts 762-762.1 mts 767.5-767.8 mts 463.6-491.5 mts 657.1-670.5 mts 655.1-669.8 mts 671.1-671.8 mts 2502’/ 2514’-2517’/ 2529’/ 2535’-2538’/ 2633’-2671’/ 2351’-2379’/ 2389’/ 2391’
FORMACION CON MANIFESTACION
Mirador
Mirador
1070’-1085’ 1163’-1355’ 2410’-2430’ 2460’-2550’ 2590’-2640’ 2645’-2890’
Carbonera basal
2313’- 2315’, 2350’-2375’ 2385’-2400’
Tabla 9.86 Manifestaciones de shows, Bloque CPO17 Fuente: EPIS, Min. Minas, informes técnicos anuales y documentos relacionados de cada pozo.
Tabla 9.85 Localización de los pozos del Bloque CP17 Fuente: EPIS, Min. Minas
117
Algunos datos de salinidad, porosidad, saturación de agua y permeabilidad, encontrados en algunas formaciones atravesadas por los pozos se muestran a continuación en la Tabla 9.87. POZO
SALINIDAD (PPM)
LAS BRUJAS-1
300-400
PUERTO RICO-1
100
SA-11 SA-6 SA-7 SA-8
POROSIDAD (%) 32 / 23.4-27.5 (Cuarzoareniscas basales Oligoceno) 20.9-23.5 (cuarzoareniscas basales oligoceno) 12.2- 34 1.29 - 11 (paleozoico) 23.9-32 (Oligoceno) 25 40
SW (%) 55.9-96.7(Cuarzoareniscas basales Oligoceno) 47.7-77.9 (cuarzoareniscas basales oligoceno) 70-93.8 95.9 53.1-86.8 72 80
K (MD) 1500/ 139-285 (Cuarzoareniscas basales Oligoceno) 71-154 2.5-706 0.27-7.7 153-951 500 1800
Tabla 9.87. Datos petrofísicos y de presión registrados por pozos perforados en el Bloque CPO17 Fuente: EPIS, Min. Minas
Algunos comentarios de los pozos, así como su estado actual se muestran en la Tabla 9.88. POZO
ESTADO ACTUAL Taponado y abandonado Taponado y abandonado Taponado y abandonado Taponado y abandonado Taponado y abandonado Taponado y abandonado
CHAFURRAY-2 CHAFURRAY-3 CHAFURRAY-4 CHAFURRAY-5 LAS BRUJAS-1 PUERTO RICO-1 SA-10 SA-11 SA-2 SA-6 SA-7 SA-8
COMENTARIOS Pozo corazonado, probado sin encontrar hidrocarburos Pozo corazonado Pozo corazonado Pozo corazonado Se perforaron dos intervalos petrolíferos, Se corrió un DST. Pozo corazonado Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared. Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared. Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared. Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared. Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared. Pozo estratigráfico. Descripción de corazones de pared.
Tabla 9.88 Comentarios de los pozos perforados en el Bloque CPO17 Fuente: EPIS, Min. Minas
Dos Leads de la Formación Carbonera (miembro C7) están presentes en el bloque como se puede observar en el Anexo 8.3.5 respectivamente. A estos Leads se les midió el área mínima, media y máxima que ocupan dentro del bloque, tal como se muestra en la Tabla 9.89. LEAD DCP-C7-1 DCP-C7-2
FORMACION C7 C7
Mínima 9191.73 24779.56
ÁREA (Acres) Media 27158.4 72788.67
Tabla 9.89 Áreas de los Leads ubicados dentro del Bloque CPO17 Fuente: Halliburton-Landmark
Máxima 32857.33 107871.8
Asignación de recursos riesgados STOOIP P90 de los Leads a los Bloques CPO1 al CPO17. A continuación se muestra en la Tabla 9.90 “Resumen de STOOIP del P90 riesgado de los 40 leads del área Llanos asignado a los bloques CPO-1 al CPO-17”, en donde de acuerdo a la relación areal entre el área que el lead entra en bloque dividida por el área total del lead, se asignó el STOOIP que correspondería al bloque, al multiplicar la relación así definida por el STOOIP P90 riesgado del Lead.
118
AREA DE LOS LEADS DENTRO DE LOS BLOQUES BLOQUE
LEAD
FORMACIÓN Area Area min(Acres) media(Acres)
CPO1 CPO2 CPO3 CPO4 CPO5
CPO6
CPO7
CPO8
CPO9
CPO10
CPO11
CPO12
CPO13
CPO14 CPO17
Guarilaque Reforma Corocora Simón W-Cachama Guarilaque Reforma Corocora Simón N-Rubiales Corocora Simón Cabiona-Guarrojo DCP_CRET_5 Vorágine Chaviva-Jaguar Rubiales Murujuy Mética Chaviva-Jaguar Influencia Rubiales Rubiales Murujuy Guarilaque Reforma N-Rubiales Chaviva-Jaguar Corocora Simón Influencia Rubiales Rubiales Murujuy N-Cumarito W-Cachama N-Rubiales Corocora Simón Influencia Rubiales Rubiales Murujuy Cabiona-Guarrojo DCP_CRET_5 DCP_CRET_1 DCP_CRET_2 Candilejas-Camoa Humadea El Dorado Norte El Dorado Oeste El Dorado Este Voràgine Camoa_Vorágine_DCP_CRET_4 Candilejas-Camoa Voràgine El Viento-E El Viento-W Valdivia-Melua Rubiales Murujuy Murujuy Camoa_Vorágine_DCP_CRET_4 Chaviva-Jaguar El Viento-E Influencia Rubiales Rubiales Murujuy N-Cumarito Murujuy N-Rubiales Chaviva-Jaguar Influencia Rubiales Rubiales Murujuy N-Cumarito Influencia Rubiales E-Rubiales Rubiales Murujuy El Viento – O DCP_C7_01 El Viento – O DCP_C7_02
ÁREA TOTAL DEL LEAD
Mirador C7 UNE Mirador C7 Mirador C7 Guadalupe Mirador Mirador C1, C3 Y C5 UNE Mirador C7 C1, C3 Y C5 Mirador Mirador Mirador C7 C7 C1, C3 Y C5 Guadalupe UNE Mirador C7 C7 C1, C3 Y C5 Guadalupe Guadalupe Guadalupe UNE UNE UNE UNE UNE Mirador Guadalupe UNE Mirador Mirador Mirador C7 C1, C3 Y C5 Guadalupe Guadalupe Mirador Mirador C7 C1, C3 Y C5 Guadalupe Guadalupe Mirador Mirador C7 C1, C3 Y C5 Guadalupe C7 C7 C1, C3 Y C5 C7 C7
19761.19
5523.18 55646.15 1118.16 2108.23 859.63
9285.09 21056.38
43599.45 2072.33 26251.65 140825.66 26247.68 21.12 835.6 3505.27 18951.45 65869.2 7272.89 240903.07 47358.95 183039.61 18451.28 64001.33 11841.18 113335.32 29980.9 1367.41 1936.8 101871.01
8561.7
97949.31 1069.13 76711.23 7320.68 2852.83 9500.15 1066.19 2224.72 479.95 893.22 70615.11 32123.78
3686.41
27119.46
16154.93 26674.61
78201.37 100469.38 3965.63 7888.08
13595.26 2509.87 801.12 4035.87 185.68 1085.63 254.66 397.2
214859.14
24849.27 28502.34 576194.39 4163.57
43555.24
25055.11 32.71 9191.73 24779.56
365016.36 81876.69 9212.8 106548.15 3084.02 40429.45 27158.4 72788.67
Area max(Acres) 71668.50 29679.18 1095.17 81705.80 164533.21 66854.77 20122.98 13686.18 22936.33 75541.3 128131.05 16122.5 380731.54 120549.26 318334.76 5688.46 32267.81 126608.59 31152.93 191709.82 130153.92 11119.46 5048.69 142928.47 3863.22 150822.54 14147.34 119459.12 9719.88 5064.36 14575.43 2065.52 4574.83 1029.98 1931.07 149238.72 45433.52 818.85 22828.3 46059.56 8622.52 187301.92 142369.16 11141.41 26785.11 11681.1 72469.17 124780.31 650870.47 1483.13 14410.54 9787.33 3705.52 459945.83 152851.1 21229.35 205703.02 49015.15 84672.5 32857.33 107871.8
Area Area min(Acres) media(Acres) 77930 179220 77930 179220 26540 179220 31556 81090 297460 81090 320620 297460 77930 26540 81090 179220 320620 297460
26540 179220 320620 297460 31556 2510 801 8900 186 1087 255 398 11127 8900 62140 29450 297460 11127 81090 62140 320620 297460
26540 81090 320620 297460 320620 11850 297460 11105 42309
387110 842270 1475 387110 842270 298730 842270 144670 77100 385173 1465950 7270 385173 1314790 1465950 387110 298730 385173 842270 1314790 1465950 10580 1475 298730 842270 1314790 1465950 144670 7321 2853 19800 1069 2227 480 894 77100 51852 19800 77100 234790 27920 188150 1465950 8130 51852 385173 234790 1314790 1465950 10580 8130 298730 385173 1314790 1465950 10580 1314790 61930 1465950 37949 111313
Area max(Acres) 792980 1472060 8600 792980 1472060 504600 1472060 225799 231640 681130 2738090 16120 681130 2207960 2738090 792980 504600 681130 1472060 2207960 2738090 33890 8600 504600 1472060 2207960 2738090 225799 9720 5064 28220 2065 4577 1030 1931 231640 95100 28220 231640 334446 86840 483890 2738090 26700 95100 681130 334446 2207960 2738090 33890 26700 504600 681130 2207960 2738090 33890 2207960 202230 2738090 49388 168715
STOOIP P90 RIESGADO DEL AREA TOTAL DEL LEAD (MMBO) 10343.33027 21076.33366 22.04566216 10343.33027 21076.33366 4626.776023 21076.33366 772.7561057 2557.27115 9651.856308 9707.382234 46.30680295 9651.856308 55889.24494 9707.382234 10343.33027 4626.776023 9651.856308 21076.33366 55889.24494 9707.382234 93.98750686 22.04566216 4626.776023 21076.33366 55889.24494 9707.382234 772.7561057 109.6286609 55.83685087 605.6386422 251.7497016 450.6397046 101.0284861 188.3234232 2557.27115 1034.597769 605.6386422 2557.27115 5397.90536 264.6962131 3082.67146 9707.382234 82.4475211 1034.597769 9651.856308 5397.90536 55889.24494 9707.382234 93.98750686 82.4475211 4626.776023 9651.856308 55889.24494 9707.382234 93.98750686 55889.24494 1038.794211 9707.382234 189.5646144 798.0791965
RELACIÓN AREAL (Área max del lead dentro del bloque / Área max total del lead) 9.04% 2.02% 12.73% 10.30% 11.18% 13.25% 1.37% 6.06% 9.90% 11.09% 4.68% 100.02% 55.90% 5.46% 11.63% 0.72% 6.39% 18.59% 2.12% 8.68% 4.75% 32.81% 58.71% 28.33% 0.26% 6.83% 0.52% 52.91% 100.00% 100.00% 51.65% 100.05% 99.94% 99.98% 99.99% 64.43% 47.77% 2.90% 9.86% 13.77% 9.93% 38.71% 5.20% 41.73% 28.17% 1.71% 21.67% 5.65% 23.77% 4.38% 53.97% 1.94% 0.54% 20.83% 5.58% 62.64% 9.32% 24.24% 3.09% 66.53% 63.94%
STOOIP P90 STOOIP P90 RIESGADO DE CADA RIESGADO TOTAL LEAD EN EL BLOQUE EN CADA BLOQUE (MMBO) (MMBO) 934.82 424.93 2.81 1065.74 2355.72 613.00 288.11 46.84 253.21 1070.45 454.26 46.31 5395.10 3051.42 1128.60 74.20 295.87 1794.09 446.03 4852.68 461.44 30.84 12.94 1310.54 55.31 3817.71 50.16 408.83 109.63 55.84 312.81 251.86 450.38 101.01 188.31 1647.57 494.27 17.57 252.02 743.39 26.28 1193.23 504.74 34.40 291.40 165.53 1169.64 3158.52 2307.54 4.11 44.50 89.74 52.51 11642.43 541.90 58.88 5206.88 251.78 300.19 126.11 510.27
1362.56 3421.46 947.96 253.21 1571.03
9575.12
7968.08
5642.55
1469.83
2159.42
3045.47
6849.83
12385.46
5758.85 636.38
Tabla 9.90. Resumen de STOOIP del P90 riesgado de los 40 leads del área Llanos asignado a los bloques CPO-1 al CPO-17
119
En la Figura 9.4 se muestran los bloques CPO-1 al CPO-17 relacionados con los pozos presentes en el área de interés exploratorio.
Figura 9.4. Bloques CPO-1 al CPO-17 del área de interés exploratorio.
Identificación de los factores críticos de éxito Considerando la información de la base de datos de todas las disciplinas, geología del bloque, estructuras, Leads identificados, campos existentes en la vecindad, manaderos de crudos, infraestructura civil existente y sistema de transporte de hidrocarburos, se consideran factores críticos de éxito: • La carencia o escasez de información técnica para los bloques CP 3, CP 5, CP 8 (Figura 9.5), CPO 15 y CPO 16 (Figura 9.6) • En la cuenca las facilidades e infraestructura están focalizadas hacia la parte occidental cercana a los campos productores, los bloques de crudos pesados que se encuentran localizados hacia la parte Sur-Oriental se ven afectados por la carencia de infraestructura y facilidades, a excepción de los bloques CP-1, 2, 3, que quedan localizados cerca al Campo El Miedo, y los Bloques CPO noroccidentales que están cerca de varios campos productores (Figura 9.7). • Los manaderos de hidrocarburos están localizados principalmente hacia parte occidental de la cuenca y el Piedemonte, los bloques orientales y sur centrales carecen de este tipo de evidencias. • Los campos productores se encuentran hacia la parte occidental de la cuenca, a lo largo
Figura 9.5 Densidad De Geoinformación/ Km2, tamaño de la celda: 25 Km2, Fuente ANH
del Piedemonte y la parte central. Los bloques exploratorios de la Ronda Crudos Pesados Este no tienen campos productores cercanos a excepción de los bloques CP 2 y CP 3 que colindan con el Campo El Miedo, El bloque CP 1 está una distancia considerable del campo Caño Limón, lo mismo que los bloques CP 4, CP 6, CP 7 y CP 8 están distantes del campo Rubiales. Los bloques Crudos Pesados Oeste por el contrario tienen alrededor de 18 campos cercanos (Figura 9.8). • En los bloques CP 5, CPO 15 y CPO 16 no se identificaron Leads por escasez de información. • Por las características de la cuenca hacia la parte oriental y sur las unidades reservorio se ven reducidas a la presencia de las Formaciones Terciarias, lo que limitaría el potencial a estas unidades. • El cambio de facies laterales de las unidades arcillosas hacia la parte oriental es otro factor crítico, ya que el paso progresivo de una litología arcillosa a una limosa hacia el límite oriental de la cuenca disminuye la calidad del sello. • La dirección de infiltración y flujo de aguas frescas desde la parte oriental hacia la occidental limita la calidad del hidrocarburo biodegradándolo en su límite Este.
120
Figura 9.7 Mapa de Infraestructura petrolera
Figura 9.6. Mapa localización de los bloques Crudos Pesados Oeste, densidad de información utilizada en el proyecto.
Figura 9.8 Mapa de localización de Campos Petroleros.
121
Anexos
Anexo 4.3.1. Mapa Pozos Área Especial
122
Anexo 4.4.1. Tabla Reporte Sismogramas Sintéticos.
123
Anexo 4.4.2. Mapa Pozos Sismograma Sintético.
124
CAMPO APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY APIAY
FECHA 19820801 19820901 19821001 19821101 19821201 19830101 19830201 19830301 19830401 19830501 19830601 19830701 19830801 19830901 19831001 19831101 19831201 19840101 19840201 19840301 19840401 19840501 19840601 19840701 19840801 19840901 19841001 19841101 19841201 19850101 19850201 19850301 19850401 19850501 19850601 19850701 19850801 19850901 19851001 19851101 19851201 19860101 19860201 19860301 19860401 19860501 19860601 19860701 19860801
PRODUCCION DE PETROLEO BOPD MENSUAL ACUM 1239 38423 38423 1736 52083 90506 1733 53731 144237 1732 51958 196195 1778 55128 251323 2102 65153 316476 3397 95103 411579 3632 112584 524163 3683 110500 634663 3626 112405 747068 3579 107366 854434 4391 136107 990541 4732 146677 1137218 5075 152249 1289467 4840 150047 1439514 4208 126254 1565768 5001 155046 1720814 4149 128626 1849440 5122 148536 1997976 5095 157944 2155920 4987 149621 2305541 4906 152089 2457630 4127 123799 2581429 3922 121592 2703021 4555 141210 2844231 4824 144708 2988939 5177 160494 3149433 6018 180541 3329974 4811 149130 3479104 4590 142280 3621384 5711 159900 3781284 6465 200420 3981704 6259 187767 4169471 7528 233375 4402846 7742 232274 4635120 7841 243071 4878191 7417 229927 5108118 7644 229334 5337452 6330 196220 5533672 5914 177430 5711102 4743 147040 5858142 5175 160418 6018560 6260 175279 6193839 5331 165262 6359101 6253 187583 6546684 5581 173007 6719691 5526 165766 6885457 6922 214590 7100047 6655 206318 7306365
FORMACION
API
GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE
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19860901 19861001 19861101 19861201 19870101 19870201 19870301 19870401 19870501 19870601 19870701 19870801 19870901 19871001 19871101 19871201 19880101 19880201 19880301 19880401 19880501 19880601 19880701 19880801 19880901 19881001 19881101 19881201 19890101 19890201 19890301 19890401 19890501 19890601 19890701 19890801 19890901 19891001 19891101 19891201 19900101 19900201 19900301 19900401 19900501 19900601 19900701 19900801 19900901 19901001 19901101 19901201
6095 6733 8961 6558 6547 7918 8967 9042 10553 9723 10214 10763 10814 10608 10620 11016 9301 10809 10331 10843 11485 11167 11242 11153 11952 13123 13309 11604 12178 12946 12128 12695 12348 12872 12311 12343 12693 12856 12810 12654 12197 11938 11394 11521 11343 11182 10919 10610 10304 10211 9967 9661
182842 208722 268830 203298 202958 221712 277982 271257 327133 291702 316634 333661 324420 328851 318595 341489 288338 313462 320258 325292 356025 335009 348515 345731 358572 406808 399280 359727 377521 362491 375955 380835 382793 386145 381634 382620 380779 398550 384297 392260 378102 334264 353207 345627 351630 335458 338490 328916 309132 316529 299019 299504
7489207 7697929 7966759 8170057 8373015 8594727 8872709 9143966 9471099 9762801 10079435 10413096 10737516 11066367 11384962 11726451 12014789 12328251 12648509 12973801 13329826 13664835 14013350 14359081 14717653 15124461 15523741 15883468 16260989 16623480 16999435 17380270 17763063 18149208 18530842 18913462 19294241 19692791 20077088 20469348 20847450 21181714 21534921 21880548 22232178 22567636 22906126 23235042 23544174 23860703 24159722 24459226
GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE GACHETA_UNE
19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
Anexo 4.6. Producción Campos Crudo Pesado Llanos.
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EL PALMAR EL PALMAR EL PALMAR ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ENTRERIOS ESTERO_PALOBLANCO ESTERO_PALOBLANCO ESTERO_PALOBLANCO ESTERO_PALOBLANCO ESTERO_PALOBLANCO
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MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR MIRADOR UBAQUE UBAQUE UBAQUE UBAQUE UBAQUE
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PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO PIRITO POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA
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POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA POMPEYA RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES
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RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES RUBIALES SANTIAGO SANTIAGO SANTIAGO SANTIAGO
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VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA VIGIA
20040801 20040901 20041001 20041101 20041201 20050101 20050201 20050301 20050401 20050501 20050601 20050701 20050801 20050901 20051001 20051101 20051201 20060101 20060201 20060301 20060401 20060501 20060601 20060701 20060801 20060901 20061001 20061101 20061201 20070101 20070201 20070301 20070401 20070501 20070601 20070701 20070801
0 0 0 0 0 0 0 12 13 0 0 163 306 554 665 1130 0 1212 1325 1013 459 337 507 660 652 625 627 631 562 421 442 711 740 660 691 678 669
0 0 0 0 0 0 0 381 386 0 0 5066 9472 16609 20627 33897 0 36353 39744 30399 13757 10106 15200 19795 19561 18755 18804 18933 16874 12622 13249 21319 22189 19806 20719 20340 20055
0 0 0 0 0 0 0 381 767 767 767 5833 15305 31914 52541 86438 86438 122791 162535 192934 206691 216797 231997 251792 271353 290108 308912 327845 344719 357341 370590 391909 414098 433904 454623 474963 495019
GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE GACHETA_Y_UNE
15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2 15,2
162
NOMBRE DEL CONTRATO
OPERADOR
SOCIOS EN EL CONTRATO
INFORME TÉCNICO ANUAL
CONTRATO DE ASOCIACION ALCARAVAN
HARKEN
ECOPETROL Y HDC
2006
CEE RIO VERDE
HARKEN
ECOPETROL Y HDC
2006
CONTRATO DE PARTICIPACION DE RIESGO RUBIALES
META PETROLEUM
ECOPETROL Y MP
2006
OPERACION DIRECTA ECOPETROL
UPIA B
ECOPETROL
PETROBRAS COLOMBIA LIMITED
CONTRATO DE UNIONTEMPORAL PROUCCION CON RIESGO ANDINA
2006
PETROBRAS COLOMBIA LIMITED Y ECOPETROL
2006
UNION TEMPORAL ANDINA Y ECOPETROL
2006
CAMPOS ESTERO CANACABARE CAJARO TILODIRAN MACARENAS RIO VERDE
FECHA EFECTIVA 13 DE FEBRERO DE 1993 17 de octubre de 2004
RESERVAS PROBADAS BO DECLINACIÓN VOLUMÉTRICO REMANENTES RECUPERABLES 651222 2566137 264706 90079 178397 208765 1173000 1020000 510000 SECO
RUBIALES APIAY APIAY ESTE GUATIQUIA GAVAN SURIA SURIA SUR SAURIO GUAYURIBA OCOA POMPEYA QUENANE TANANE AUSTRAL CASTILLA CASTILLA ESTE CASTILLA NORTE CHICHIMENE CHICHIMENE (Fm San Fernando) LIBERTAD LIBERTAD NORTE REFORMA TOGO RANCHO HERMOSO LA PUNTA ENTRERRIOS VALDIVIA ALMAGRO VANGUARDIA PALMAR SANTIAGO (JUNCALESTE-SUR-NORTE) TROMPILLOS ENTRERIOS MIRADOR ENTRERIOS UBAQUE
17791250 10956000 1175000 2911000 2879313 7660735 6452326 600000 247000 82670 169592 47062 196513 566583 69964405 2106155 76843045 7406000
ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD BOPD/PSI 2,942 0,5 103,51
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ESP HIDRAULIC PUMP ESP ESP
0.52 - 41.8
PCP - ESP
.02 - 46.99
ESP ESP ESP BOMBEO MECANICO
1.61 - 103.1 .02 -13.9 .008 - 28.34 .18 - 18.24
MECANISMO DE PRODUCCIÓN
COMENTARIO
EMPUJE DE AGUA Y COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA EMPUJE DE AGUA Y COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA EMPUJE DE AGUA Y COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA
0,236934646 0,28 0,03 .53 - 5.11 1.3 - 33.2
EMPUJE DE AGUA Y COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA
.3 - 692.1
36794000 .02 - 11.69 0,38 1,17
282000 209000 466425 471000 1387346
186216 877332 600000 SEPTIEMBRE DE 1998 DICIEMBRE 29 DE 2003
14.1 - 18.2
3700000
3.7 - 270
200000
20.9 - 124.3 2.77 - 26.57 2.94 - 5.34
1538000 2538000
EMPUJE DE AGUA ESP EMPUJE DE AGUA
Anexo 4.7.1 Información Extractada de Los Informes Técnicos Anuales.
163
BLOQUE EXPLORACION ECOPETROL DIRECTA CANO SUR
CONTRATO DE ASOCIACION CASANARE
CONTRATO DE ASOCIACION GARCERO
CONTRATO DE ASOCIACION ESTERO
PERENCO COLOMBIA LIMITED
PERENCO COLOMBIA LIMITED
PERENCO COLOMBIA LIMITED
ECOPETROL Y ANH
ECOPETROL HOCOL HOMCOL PERENCO
ECOPETROL HOCOL HOMCOL PERENCO
ECOPETROL HOCOL HOMCOL PERENCO
2006
2006
2006
2006
CANO SUR MIRADOR CANO SUR UNE CANO SUR CARBONERA CANO GARZA CANO GARZA NORTE CANO GARZA ESTE BARQUERENA CRAVO ESTE CRAVO SUR LA FLORA LA GLORIA NORTE LA GLORIA MORICHAL TIERRA BLANCA TOCARIA PALMARITO JORDAN SARDINAS GUASAR PARAVARE PIRITO SIRENAS CANDALAY JORCAN CHAPARRITO CHAPARRITO NORTE LAS ABEJAS GUANAPALO LOS TOROS
19000000 * 29000000*
JUNIO 20 DE 2005
ENERO 1 DE 1978
ENERO 1 DE 1981
* MEDIA POTENCIAL DE RECURSO RIESGADO
36000000* 1086000 907000 423000 298000 80000 606000 934000 718000 2461000 255000 10000 258000 688000 996000 1697000
0,77
EMPUJE DE AGUA 21,6
ESP
GAS LIFT( TOC 6)
9,16
JET PUMPING (SAR 3)
20,38
JET PUMPING (JOR 1) ESP
71000 156000 105000 100000 68000
FEBRERO 1 DE 1980
JET PUMPING
151000 73000 283000
4.3 - 4.5
JET PUMPING (ABJ 1) EMPUJE DE AGUA JET PUMPING GAS LIFT
Anexo 4.7.2 propiedades pozos área ANH. Anexo 4.7.3 Información de los Campos Productores de Petróleo de la Cuenca Llanos (Formas 9). Anexo 6.6.4. Aeropuertos DCP. Estos anexos los encontrará en la carpeta de anexos del área.
164
NW
SE
(PIES)
0
10
20
ESCALA HORIZONTAL
30 Km
ANEXO 5.2.1 Sección Estratigráfica NW-SE Área Llanos Sur
Anexo 5.2.1. Sección Estratigráfica Nw-Se, Área Llanos Sur.
165
NW
SE
(PIES)
0
10
20
30 Km
ESCALA HORIZONTAL
ANEXO 5.2.2 Sección Estratigráfica NW-SE Área Llanos Central
Anexo 5.2.2. Sección Estratigráfica Nw-Se, Área Llanos Central.
166
NW
SE
(PIES)
0
10
20
30 Km
ESCALA HORIZONTAL
ANEXO 5.2.3 Sección Estratigráfica NW-SE Area Llanos Norte
Anexo 5.2.3. Sección Estratigráfica Nw-Se, Área Llanos Norte.
167
Anexo 5.3.1. Mapa Geológico Cuenca Llanos (Ecopetrol). ANEXO 5.3.1 Mapa Geológico Cuenca Llanos (Ecopetrol)
168
Anexo 5.3.2. Mapa Geológico Del Bloque Caño Sur (Ecopetrol).
169
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
170
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
171
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
172
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
173
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
174
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
175
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
176
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
177
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
178
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
179
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
180
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
181
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
182
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
183
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
184
BARRILES DE ACEITE VS FECHA (AÑO)
Anexo 6.1.2.1. Producción Diaria y Acumulada Campos Pesados.
185
Anexo 8.3.1. Mapa Líneas Sísmicas Interpretadas.
186
Anexo 8.3.2. Recursos Áreas Interés Formación Une.
187
Anexo 8.3.3. Recursos Áreas Interés Formación Gacheta Guadalupe.
188
Anexo 8.3.4. Recursos Áreas Interés Formación Mirador.
189
Anexo 8.3.5. Recursos Áreas Interés Formación Carbonera C7.
190
Anexo 8.3.6. Recursos Áreas Interés Formación Carbonera C5, C3, C1.
191
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AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS República de Colombia
DESARROLLO DE CRUDOS PESADOS César Mantilla – Gerente Disciplinas del Subsuelo
General Director
Jaime Pavas – Coordinador de Proyecto
Dr. José Armando Zamora R.
Luis Palacio – Ingeniero de Producción y Yacimientos Senior
Sub-director Técnico (E)
Carlos Alberto Vargas Ph.D.
Natalia Cárdenas – Ingeniera de Producción
Geólogos Gestión de Conocimiento
Octavio Luna – Geólogo M. Sc. Intérprete Regional Senior
Andrés Pardo Ph.D. Christian Sánchez Juan J. Gómez Andrés J. Lozano Juan C. Ballesteros Luis A. Briceño Jairo Mojica Hans Morales Cristian Peñafort Carlos Rey Diego Tovar Carolynna Arce
María Elena Rebolledo – Geóloga e Intérprete Luisa Ximena Martínez – Diseñadora Gráfica Carolina López – Asistente del Proyecto Anderson Peña – Geólogo e Intérprete (Soporte temporal) Héctor Darío Pérez – Geólogo e intérprete (Soporte temporal) Ferney Fuentes – Ingeniería base de datos (Soporte temporal)
Cartografía
Edgar Medina
Comunicación Corporativa
Adriana Acero
Diseño
Manttis Estudio
Preparación de información
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