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2. MARCO GEOLOGICO REGIONAL
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Las rocas más antiguas penetradas por los pozos son de edad Devón...
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FIGURA 8.1: SECCIÓN ESTRUCTURAL ESQUEMÁTICA DEL POZO MGR-X2,
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11. GEOREFERENCIACION
GCA utilizó para la georeferenciacion las ...
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FIGURA 11.1: PLANO DE GEORREFERENCIA – MAPA ESPESOR NETO DE GAS ...
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12. FACTOR DE DISTRIBUCION - PARTICIPACIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS
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Informe final reservorios compartidos

  1. 1. Gaffney, Cline & Associates, Inc. 1300 Post Oak Blvd., Suite 1000 Houston, TX 77056 Telephone: +1 713 850 9955 www.gaffney-cline.com CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 13 de Abril de 2012 Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. Bloque VPACF - Av. Grigotá Esquina Calle Regimiento Lanza Santa Cruz – Bolivia Evaluación Técnica de la Extensión y Conectividad de los Reservorios en el Área Margarita-Huacaya ubicado en el bloque Caipipendi INFORME FINAL RESERVORIOS COMPARTIDOS De nuestra consideración: Gaffney, Cline & Associates (GCA) realizó la evaluación técnica de la extensión y conectividad de los reservorios productores del área Margarita-Huacaya presentando a continuación un informe final con los resultados a los que se ha podido llegar luego de haber completado la revisión y validación de los datos e información existente, la visita de campo, análisis y evaluación de la información proporcionada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Así mismo se realizó la georeferenciación del área y el cálculo factores de distribución para los departamentos de Tarija y Chuquisaca en Margarita- en el reservorio compartido H1b, en base a los Volúmenes de Hidrocarburos in Situ. Confiamos en que el mismo responda a sus necesidades y les solicitamos que, ante cualquier pregunta o aclaración que consideren necesaria, no duden en contactarse con nosotros a cesar.guzzetti@gaffney-cline.com. Aprovecho para saludarlo a usted muy atentamente. Gaffney, Cline & Associates Cesar E. Guzzetti Gerente General Región Cono Sur de América Latina Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  2. 2. Gaffney, Cline & Associates, Inc. 1300 Post Oak Blvd., Suite 1000 Houston, TX 77056 Telephone: +1 713 850 9955 www.gaffney-cline.com INFORME FINAL RESERVORIOS COMPARTIDOS Evaluación Técnica de la Extensión y Conectividad de los Reservorios en el área Margarita-Huacaya ubicado en el bloque Caipipendi Preparado para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) 13 de Abril de 2012 CONFIDENCIAL Este documento contiene información propietaria y confidencial que no podrá, sin el permiso expreso por escrito de Gaffney, Cline & Associates, ser entregado a un tercero en cualquier forma, ni reproducido, ni utilizado para ningún propósito, excepto aquellos para los que se destina, y deben ser devueltos a petición o destruidos en caso de distribución errónea www.gaffney-cline.com Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  3. 3. Gaffney, Cline & Associates, Inc. 1300 Post Oak Blvd., Suite 1000 Houston, TX 77056 Telephone: +1 713 850 9955 www.gaffney-cline.com APROBACION Y DISTRIBUCION DE DOCUMENTO Copias: Cliente (5 Ejemplares) Electrónico (3 Discos Compactos) Proyecto No: C2108.00 / YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 Preparado para: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Este reporte fue aprobado por el siguiente personal de Gaffney, Cline & Associates (GCA): Gerente de Proyecto Firma Fecha Cesar E. Guzzetti Gerente General 13 de Abril de 2012 GCA Cono Sur de América Latina Revisado por Rawdon Seager Líder Ingeniería de Reservorios 13 de Abril de 2012 GCA Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  4. 4. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 CONTENIDO INTRODUCCION ...................................................................................................................... 1 CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 2 RECOMENDACIONES............................................................................................................. 2 DISCUSION .............................................................................................................................. 3 1. HISTORIA DEL CAMPO ................................................................................................... 3 2. MARCO GEOLOGICO REGIONAL .................................................................................. 4 3. RECURSOS Y METODOLOGIA ....................................................................................... 6 4. INFORMACION DISPONIBLE .......................................................................................... 8 5. CONECTIVIDAD DE RESERVORIOS EN MARGARITA-HUACAYA.............................. 8 6. LINEAMIENTOS LEGALES APLICABLE.......................................................................14 7. INFORMACION VALIDADA.............................................................................................16 8. INSPECCION DE CAMPO ...............................................................................................18 9. EXTENSION Y RELACION DEL AREA MARGARITA-HUACAYA ................................19 10. UBICACIÓN GEOGRAFICA AREA MARGARITA-HUACAYA...................................22 11. GEOREFERENCIACION ..............................................................................................24 12. FACTOR DE DISTRIBUCION - PARTICIPACIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS ..................26 Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  5. 5. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 1 INTRODUCCION Gaffney, Cline & Associates (GCA) ha sido contratado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con la finalidad de definir la extensión y determinar la existencia o no de conectividad de los reservorios productores de hidrocarburos de los campos Margarita y Huacaya. De confirmarse la existencia de conectividad, se realizara la georeferenciación de los reservorios productores que son compartidos entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca y se calculará el Factor de Distribución para cada Departamento. A continuación se presenta Informe Final “Reservorios Compartidos” en base a los estudios presentados en el Informe de Extensión y Conectividad, Informe de Geo referenciación y el Informe de Factor de Distribución de acuerdo a lo establecido en el cronograma de trabajo. YPFB obtendrá la aprobación previa por escrito o por correo electrónico de GCA para el uso con terceros y el contexto del uso con terceros de cuales quiera resultados, declaraciones u opiniones expresadas por GCA a YPFB, que se atribuyen a GCA. Este requisito de aprobación deberá incluir, pero no se limitan a, declaraciones o referencias en documentos de carácter público o semipúblico, como los acuerdos de préstamo, folletos, reportes de reservas, sitios web, comunicados de prensa, etc. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  6. 6. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 2 CONCLUSIONES En base a los datos que se tiene en la actualidad y tras la revisión y análisis de la información existente, Gaffney, Cline & Associates concluye: 1. Existe suficiente soporte técnico que evidencia la conexión hidráulica del reservorio Huamampampa H1b en el Campo Margarita-Huacaya 2. El reservorio Huamampampa H1b se extiende en el Campo Margarita - Huacaya, siendo por tanto el reservorio Huamampampa penetrado por el pozo HCY-X1 la extensión norte del reservorio H1b descubierta en Margarita. Por lo tanto para control y seguimiento de reservas debe considerarse a este reservorio como una única unidad de flujo. 3. Los factores de participación de los Departamentos en el reservorio compartido Huamampampa H1b, en función del hidrocarburos in-situ o Gas Original en Sitio (GOES) asociado a las reservas probadas (1P), reportados para el reservorio H1b, en la última Certificación de Reservas de Bolivia realizada para YPFB por Ryder Scott al 31 de Diciembre de 2009 son: TABLA 1: FACTOR DE DISTRIBUCIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS – RESERVORIO H1B Bloque/Departamento 1P % H1b – Chuquisaca 41.45 H1b – Tarija 58.55 4. Con respecto a los reservorios H1a y H2, no existe en este momento evidencia alguna que permita indicar que existe la conectividad hidráulica en los mencionados reservorios (H1a, H2) en Margarita-Huacaya, y los Departamentos de Tarija y Chuquisaca. RECOMENDACIONES 1. Se recomienda realizar regularmente mediciones de producción relativa (ejemplo PLTs) en aquellos pozos que posee producción conjunta („commingled‟) con otro(s) reservorio(s). 2. La futura adquisición de información que se espera obtener a través de la perforación de nuevos pozos, tanto en Tarija como en Chuquisaca, permitirá mejorar la determinación de la extensión y continuidad de los reservorios H1a y H2 y reconfirmar lo hallado en el reservorio H1B. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  7. 7. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 3 DISCUSION 1. HISTORIA DEL CAMPO El área Margarita-Huacaya pertenece al bloque Caipipendi, ubicado entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. A continuación se presenta un mapa ilustrativo de la ubicación geográfica de los pozos perforados hasta la fecha, así como los campos y departamentos referidos. FIGURA 1.1: UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ÁREA MARGARITA-HUACAYA La actividad de perforación exploratoria en la zona se inició en 1999. Cuatro pozos fueron perforados en campo Margarita: MGR-X1, MGR-X2,MGR- X3 y MGR-4, tres reservorios fueron descubiertos en las areniscas del sistema Devonico: Huamampampa H1a, H1b y H2. En el 2007 otro pozo fue perforado en el bloque Huacaya X1, penetrando el reservorio H1b. Los porcentajes de participación del Contrato de Operación Caipipendi para la explotación y desarrollo del área están distribuidos de la siguiente manera: Repsol YPF (37.5%), BG Bolivia (37.5%) y PAE (25%), siendo Repsol YPF el ente operador del contrato. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  8. 8. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 4 2. MARCO GEOLOGICO REGIONAL La estratigrafía del área Margarita-Huacaya comprende sedimentos de edad Silurico a Terciario, totalizando más de 10,000 m de sedimentos. Parte de la misma está expuesta en superficie configurando los flancos de las estructuras anticlinales y otro tanto, se encuentra formando el núcleo de los bloques bajos. Las Figuras 2.1 y 2.2 muestran el mapa geológico general y la columna estratigráfica del área. FIGURA 2.1: MAPA GEOLÓGICO DEL ÁREA FIGURA 2.2: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL ÁREA A A´ MAPA GEOLOGICO DE BOLIVIA Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  9. 9. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 5 Las rocas más antiguas penetradas por los pozos son de edad Devónico, que es la secuencia geológica donde se desarrolla el principal reservorio, las areniscas Huamampampa. El corte de sección transversal (Figura 2.3) no muestra variaciones laterales importantes en litología y espesor para la formación Huamampampa. FIGURA 2.3: CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA FORMACIÓN HUAMAMPAMPA La estratigrafía general del modelo está dividida en tres reservorios principales: H1a, H1b y H2, siendo el H1b el reservorio principal de área Margarita-Huacaya. Estas unidades son consideradas como reservorios naturalmente fracturados. La figura 2.4 muestra una sección estructural esquemática del pozo MGR-X3 realizada a partir de la interpretación y análisis de los datos sísmicos 2D y 3D. FIGURA 2.4: SECCIÓN ESTRUCTURAL ESQUEMÁTICA Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  10. 10. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 6 3. RECURSOS Y METODOLOGIA La metodología y recursos empleados abarcaron la recopilación, revisión y análisis de los datos e información sísmicos, geológicos, petrofísicos y de ingeniera de yacimientos. Para la elaboración del informe de estudio de Extensión y Conectividad del Área Margarita – Huacaya, se utilizó el siguiente software:  Kingdom Suite  Interactive Petrophysics  PanSystem  Petrel Suite  MBal  MS Office Suite  Adobe Acrobat Reader  Djvu Reader El plan trabajo se dividió en las siguientes etapas/fases: Revisión de Datos e Información. Completada el 15 de Marzo de 2012. o Revisar y validar la información sísmica existente o Revisar y validar la información petrofísica existente o Revisar y validar contactos de agua- hidrocarburos o Revisar y validar mapas isópacos y estructurales. o Revisar y validar las estimaciones de hidrocarburos in situ de los distintos reservorios productores. o Revisar y validar a los datos de ensayos de presión realizados en los pozos existentes, los ensayos de PVT de los fluidos producidos, los ensayos cromatográficos disponibles y datos de prueba de interferencia. La Revisión de Datos e Información fue completada el día 15 de Marzo de 2012 con la realización de una presentación por parte de GCA en Santa Cruz de la Sierra – Bolivia sobre la revisión de los datos e informaciones disponibles ante el equipo de trabajo de YPFB, el presidente de YPFB Corporación, Lic. Carlos Villegas, el Ministro de Hidrocarburos, Ing. Juan José Sosa y los representantes acreditados por los departamentos de Tarija y Chuquisaca. Análisis e Ingeniera de Reservorios. Completada el 23 de Marzo de 2012  Análisis y validación de información Petrofísica existente  Inspección de Campo  Análisis de la interpretación de los contactos de fluidos determinados  Análisis de los Volúmenes de Roca  Realizar un análisis de la prueba de interferencia, en base a los datos de ensayos de presión realizadas en los pozos existentes, los mapas estructurales, los ensayos de PVT de los fluidos producidos, y los ensayos cromatográficos disponibles. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  11. 11. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 7  Análisis y verificación de la conectividad entre reservorios. Se incluyó una visita al campo/área Margarita-Huacaya realizada el día 23 de Marzo. Resultados Finales. Una vez confirmada la extensión y conectividad del reservorio H1b del campo Margarita- Huacaya, se realizaron las siguientes tareas:  Preparación de un plano georeferenciado de los reservorios compartidos en el Campo Margarita-Huacaya ubicados en el Bloque Caipipendi.  Determinación de los Factores de Distribución para los departamentos de Tarija y Chuquisaca en el campo Margarita-Huacaya, en base a los Volúmenes de Hidrocarburos in Situ. GCA determinó el porcentaje de hidrocarburo que corresponde a los departamentos de Tarija y Chuquisaca. El cronograma de trabajo propuesto se presenta a continuación: FIGURA 3.1: CRONOGRAMA DE TRABAJO PROPUESTO Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  12. 12. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 8 4. INFORMACION DISPONIBLE Para cumplir con el objetivo del presente estudio, YPFB proporciono la siguiente información:  Datos, información y reportes de sísmica 2D y 3D  Mapas estructurales en profundidad al tope de cada reservorio.  Mapas isópacos e isócoros con espesores netos por yacimiento al tope de cada reservorio.  Limites estructurales de reservorio y polígonos de falla.  Cortes estructurales a lo largo de la estructura, transversales y longitudinales  Información sobre límites de hidrocarburos detectados en pozo  Correlaciones estratigráficas y características sedimentológicas  Estados de pozos y diagramas de mecánicos  Registros eléctricos disponibles por pozo  Modelo de propiedades petrofísicas  Historia de presión por pozo y reservorio de fondo y superficie  Estudios PVT por pozo-reservorio  Pruebas e historia de producción  Prueba de interferencia y análisis de la conectividad hidráulica 5. CONECTIVIDAD DE RESERVORIOS EN MARGARITA-HUACAYA Para evaluar la conectividad de los reservorios productores, GCA revisó, analizó y evaluó las pruebas y producción histórica de todos los pozos, la historia de presiones estáticas y gradientes de presión, diagramas de completación de pozos, ensayos PVT y cromatografía de fluidos, así como la prueba de interferencia realizada entre el pozo MGR-X3 y HCY-1. 5.1 Presión Estática y Gradientes de Presión En la Figura 5.1 se observan los datos de presión estáticos obtenidos en el reservorio H1b, por medio de los ensayos de presión DST, XPT y MDT realizados en los pozos. Como se puede apreciar tanto la presión del pozo HCY-X1, como de MGR-X3 y MGR-4ST se alinean a lo largo de la misma pendiente (gradiente), mostrando que los tres pozos están perforados el mismo reservorio H1b. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  13. 13. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 9 FIGURA 5.1: PRESIÓN ESTÁTICA Y GRADIENTES DE PRESIÓN EN H1B 5.2 Cromatografía Para el análisis de la cromatografía se revisaron y evaluaron las muestras de fluidos de los Pozos MGR-X1, X3, MGR-4/ST y HCY-X1. En la Tabla 5.1 y Figura 5.2 se muestra la composición de los fluidos recombinados correspondientes a estos pozos del área. Se puede observar que la composición del fluido en el pozo Huacaya-X1 (HCY-X1) completado y probado (DST) en el reservorio H1b presenta similares características a las muestras tomadas en el reservorio H1b penetrado en Margarita por los pozos MGR-X3 y MGR-4ST. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  14. 14. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 10 TABLA 5.1: COMPOSICIÓN DE FLUIDO RECOMBINADOS POR POZO Componente/Pozo HCY-X1 % MGR-4ST % MGR-X1 % MGR-4 % MGR-X3 % N2 0.51 0.66 0.75 0.90 0.79 CO2 0.83 1.82 1.06 0.82 1.31 C1 86.56 77.93 86.24 86.04 86.50 C2 5.41 9.36 5.36 5.40 5.68 C3 2.16 3.43 2.14 1.98 1.79 iC4 0.46 0.72 0.45 0.45 0.39 nC4 0.76 1.09 0.75 0.70 0.61 iC5 0.36 0.56 0.36 0.38 0.33 nC5 0.30 0.45 0.32 0.32 0.27 C6 0.45 0.64 0.42 0.45 0.42 C7 0.46 0.45 0.23 0.35 0.43 C8 0.49 0.40 0.23 0.30 0.47 C9 0.29 0.28 0.16 0.23 0.30 C10+ 0.98 1.60 1.11 1.23 0.70 Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  15. 15. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 11 FIGURA 5.2: CROMATOGRAFÍA DE FLUIDOS RECOMBINADOS 0.1 1.0 10.0 100.0 N2 CO2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7 C8 C9 C10+ Mole% Componente Cromatografia de Fluidos Recombinados HCY-X1 MGR-4ST MGR-X1 MGR-4 MGR-X3 MGR-4ST Datos PVT Reservorio H2 Datos PVT Reservorio H1b Datos PVT Reservorio H1a Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  16. 16. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 12 5.3 Prueba de Interferencia Con el objeto de determinar la comunicación en la estructura Margarita-Huacaya se programó en el año 2009 una prueba de producción DST en el pozo Huacaya-X1 (HCY-X1) en el reservorio H1b, y se procedió a instalar a principios de Junio del 2009 sensores („Memory Gauges‟) de presión y temperatura para determinar la conectividad con el pozo MGR-X3 a nivel del reservorio H1b. La Figura 5.3 presenta la Correlación Estructural del Reservorio Huamampampa H1b, desde el pozo observador HCY – X1 hasta el pozo MGR – X2, pasando por los pozos MGR 4ST y MGR – X3. FIGURA 5.3: CORRELACIÓN ESTRUCTURAL HUAMAMPAMPA H1B (POZO OBSERVADOR Y ACTIVO) La presión de fondo del reservorio H1b en el pozo HCY-X1 (Pozo Observador) fue medida continuamente por los sensores instalados (superior e inferior) mientras que el pozo se mantenía cerrado. Así mismo, durante el mismo periodo el pozo MGR-X3 (Pozo Activo) fue producido, acumulado un volumen de gas producido de 41.6 billones de pies cúbicos (BCF) provenientes del reservorio H1b entre mediados de Julio de 2009 y principios de Septiembre de 2011. Para la determinación de la conectividad del reservorio H1b fueron claves los datos de presión y producción de los pozos HCY-X1 y MGR-X3 respectivamente. La siguiente grafica muestra que al momento que entró en producción el pozo MGR-X3 la presión de fondo en el pozo HCY- X1 fue afectada mostrando una declinación, corroborando la conectividad del reservorio H1b en Margarita-Huacaya. N S HCY-X1 Pozo Observador MGR-X3 Pozo Activo MGR-4ST MGR-X2 Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  17. 17. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 13 FIGURA 5.4: ANÁLISIS PRUEBA DE INTERFERENCIA En la gráfica:  El eje de ordenadas derecho muestra la producción diaria del pozo MGR-X3, la cual está representada por la línea de color azul  El eje de ordenadas izquierdo muestra la presión registrada en el fondo del pozo cerrado HCY-X1 en el reservorio H1b Con respecto a los reservorios H1a y H2, no existe en este momento evidencia alguna que permita indicar que existe la conectividad hidráulica mencionados reservorios (H1a, H2) en Margarita-Huacaya, y los Departamentos de Tarija y Chuquisaca. El pozo HCY-X1 no mostro el reservorio H1a y no penetro el reservorio H2 debido a la profundidad final de la perforación.. La profundidad final alcanzada por el pozo HCY-X1 fue de 4800m MD luego de haber perforado en forma desviada y exitosa 152m en las areniscas cuarcíticas devónicas y naturalmente fracturadas de la Fm. Huamampampa (H1b) en una cota estructural de 103 m más alta que la prognosis. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  18. 18. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 14 6. LINEAMIENTOS LEGALES APLICABLE Para determinar el porcentaje de volumen de hidrocarburos en cada Departamento en uno o más reservorios, se aplicó la Ley de Hidrocarburos N○ 3058, que norman las actividades hidrocarbur feras de acuerdo a la Constitución Pol tica del Estado en todo el territorio nacional en el marco de los siguientes artículos y resoluciones ministeriales:  Artículo 45 - Ley de Hidrocarburos N○ 3058 del 17 de Mayo de 2005  Resolución Ministerial N° 497/2011 del 16 de Diciembre de 2011  Resolución Ministerial N° 033/2012 del 3 de Febrero de 2012 Siendo estas disposiciones legales las que fijan las reglas aplicables cuando existen campos ubicados en dos o más Departamentos que tenga reservorios compartidos. Definiendo1 lo siguiente: “Factor de Distribución es el porcentaje del volumen de hidrocarburos que tiene cada Departamento en uno o más reservorios compartidos, que se determinará en base a los hidrocarburos originales in-situ (volúmenes probados) contenidos en la parte de ocupa el reservorio en el territorio de cada departamento participante. Este Factor de Distribución podrá ser revisado por YPFB de acuerdo a lo establecido en el presente reglamento. El Factor de Distribución para cada departamento, es el cociente entre el volumen de hidrocarburos originales in-situ probado correspondiente al departamento y el volumen total de hidrocarburos originales in-situ probado para el reservorio compartido. Conforme al sistema internacional aceptado SPE – PRMS (Society of Petroleum Engineers - Petroleum Resources Management System)”. Así mismo se tomaron en cuenta las definiciones de Recursos y Reservas del Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos, en inglés „SPE - PRMS‟, y sus organizaciones auspiciantes:  Society of Petroleum Engineers (SPE)  World Petroleum Council (WPC)  American Association of Petroleum Geologists (AAPG)  Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) El sistema de gestión de recursos petrolíferos provee una metodología uniforme en la estimación de cantidades de hidrocarburo, la evaluación de proyectos de desarrollo, y la presentación de los resultados dentro de un marco exhaustivo de clasificación. INFORME DEL INSTITUTO GEOGRÁFICO MILITAR - IGM La Georeferenciación toma en cuenta los límites geográficos establecidos en el informe elaborado por el Instituto Geográfico Militar, cuyo t tulo es: “DEFINIR GEOGRAFICAMENTE EL PARALELO 21 Y EFECTUAR LA MATERIALIZACIÓN Y DENSIFICACIÓN DE 12 PUNTO DE CONTROL HORIZONTAL EN EL PARALELO 21” “El Instituto Geográfico Militar (IGM), es la instancia facultada por el DS No.1158 y elevada a categoría de Ley el 21 de Diciembre de 1948 misma que delega la Misión al IGM de realizar 1 Resolución Ministerial N° 033/2012 del 3 de Febrero de 2012 Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  19. 19. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 15 todos los trabajos relativos a la confección del mapa General del Estado Plurinacional de Bolivia, levantamiento de la Carta Fundamental y sus derivados en todo el territorio, así como la Organización de comisiones Técnicas para la demarcación de las fronteras Internacionales, encargándose directamente de la demarcación de los limites Departamentales y Provinciales. Bajo estas consideraciones, reconócese al Instituto Geográfico Militar y de Catastro Nacional, como única Organización técnica cartográfica, facultada para la formación y publicación del Mapa Pol tico del territorio, en sus diferentes escalas.” “Con estas atribuciones legales y a requerimiento de Yacimientos Petrol feros Fiscales Bolivianos (YPFB) el IGM realiza un análisis técnico de la Cartografía elaborada por John B. Minchin el año 1882, la cual se emplea como referencia en la ley de 10 de Noviembre de 1898 que define los límites departamentales entre Tarija y Chuquisaca. El texto de esta ley expresa que el Paralelo 21° de Latitud Sur es el límite entre ambos departamentos, lo cual sin lugar a dudas, genera confusiones de carácter técnico, debido que la cartografía oficial de Bolivia no tiene precisamente a Minchin como referencia geométrica en la definición de la superficie matemática que es base para establecer el Sistema de Referencia Provisional del año 1956 sobre el cual fue elabora la cartograf a de Bolivia.” Por lo que el IGM mediante el Informe técnico de referencia, concluye que: “Por todos los antecedentes históricos, Geodésicos y Cartográficos, la ley de 10 de noviembre de 1898 que fija el Paralelo 21° de Latitud Sur como límite entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca puede ser aplicada considerando la Cartografía Oficial de Bolivia en el Sistema Provisional del año 1956.” “Se desestima completamente el empleo del Sistema Geodésico Global adoptado el año 1984, como referencia para materializar los 21° de Latitud Sur expresados en el Mapa de John B. Minchin debido a la discrepancia en el concepto geométrico de los sistemas de referencia geodésico”. El resumen del informe técnico de referencia se muestra en la siguiente tabla: Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  20. 20. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 16 7. INFORMACION VALIDADA El proceso de validación se inicia con las actividades de la recopilación de la información relacionada al estudio. Esta etapa es muy importante en la evaluación técnica siendo el punto de partida de toda la investigación. La calidad y la confiabilidad de la información recopilada se reflejan directamente en los resultados generados en el estudio. Es en ésta actividad que se recopila, clasifica y valida toda la información sobre el área en estudio, tales como: a) estudios e informes previos del campo; b) registros eléctricos de pozos (GR, SP, resistividad, conductividad, densidad- neutrón); c) información de pozos; d) historiales de producción y presiones; e) trabajos/reportes previos; f) mapas isópacos-estructurales oficiales, entre otros. Una vez completada la fase de revisión de datos e información, se efectuó la fase de análisis de acuerdo con los parámetros de yacimientos estimados en la última certificación de Reservas de Bolivia realizada para YPFB por Ryder Scott al 31 de Diciembre de 2009. Es importante resaltar que fuimos instruidos por YFPB a utilizar las estimaciones realizadas por Ryder Scott, por lo que no fue requirió realizar nuestras propias estimaciones. Sin embargo si llevamos a cabo un proceso de revisión de las interpretaciones realizada por Ryder Scott y se pudo verificar, en basa a los datos suministrados, que las mismas son razonables. Ryder Scott definió el Volumen Bruto de Roca (VBR) como el volumen total entre la parte superior de los reservorios y la base de los mismos, limitada por los contactos conocidos o estimados de fluidos y los límites estructurados por las fallas. En resumen el contacto de fluidos y volúmenes brutos de roca definidos por el reservorio se presentan a continuación: TABLA 7.1: CONTACTO DE FLUIDOS DEFINIDO POR RYDER SCOTT Reservorio 1P (m TVDSS) H1b -3,751 Siendo: 1P: Nivel más bajo conocido de gas („LKG‟), confirmado por pruebas de pozos y asociado a las reservas probadas (1P) estimadas por Ryder Scott. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  21. 21. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 17 TABLA 7.2: VOLÚMENES BRUTO DE ROCA ESTIMADOS POR RYDER SCOTT Bloque-Departamento 1P (10 6 m 3 ) Huacaya/Chuquisaca H1b 2,614 Margarita/Chuquisaca H1b 1,684 Margarita/Tarija H1b 4,255 Así mismo, Ryder Scott realizó un modelo petrofísico para establecer los valores de porosidad y saturación de agua. Los resultados de dichas estimaciones se muestran a continuación: TABLA 7.3: POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA ESTIMADOS POR RYDER SCOTT Reservorio 1P % Porosidad H1b - Margarita 4.70 H1b - Huacaya 4.00 Saturación de Agua H1b - Margarita 37.43 H1b - Huacaya 44.60 A continuación se presentan algunas observaciones generales de la evaluación realizada:  En relación al análisis de sísmica 3D las conclusiones son similares a las interpretaciones presentadas en el reporte entregado por YPFB "Informe Margarita Volumen Interpretación Sísmica 3D“ o Los datos sísmicos en el flanco occidental del campo son de buena a regular calidad o Las reflexiones del flanco occidental puede interpretarse hasta la cresta de la estructura o Los datos sobre la parte oriental del estudio sísmico varían de regular a baja calidad o Cada pozo perforado a agregado más datos sobre la velocidad sísmica para entender mejor la relación tiempo – profundidad Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  22. 22. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 18  Los mapas estructurales de Ryder Scott se basan en datos sísmicos aceptables y son una representación razonable de la estructura de la Formación Huamampampa en Margarita-Huacaya o Los registros de pozos (mbnm / „bajo nivel del mar‟) se adaptan a la estructura de los mapas, y los valores de los registros se muestran en los mapas de Ryder Scott con los topes de la formación Huamampampa o El intervalo entre contornos es de 100 metros o Los mapas estructurales de Ryder Scott son muy similares a los mapas entregados por YPFB  Con respecto a la revisión y análisis de datos petrofísicos: o La porosidad estimada por registros se encuentra en el mismo rango que la porosidad medida en núcleos a condiciones de reservorio o La porosidad en el pozo HCY-X1 posee la misma magnitud que la encontrada en los pozos en Margarita (MGR) o GCA está de acuerdo con los limites/cortes („cut-offs‟) usados para obtener el espesor neto de reservorio y la relación espesor neto/bruto  Volumen de Arcilla < 40 %  Porosidad sin corte  Saturación de Agua < 70% o La porosidad en Huamampampa es una combinación de porosidad de la matriz y porosidad de las fracturas naturales  Combinación micro, meso, macro porosidades  Las fracturas tienen mayor frecuencia y abertura en la cresta de la estructura que en los flancos 8. INSPECCIÓN DE CAMPO GCA realizó una inspección del Campo Margarita-Huacaya el día 23 de Marzo de 2012. La delegación de GCA fue encabezada por George Kranich (Geólogo Senior Lider) y Luciana Cabo (Economista Petrolero Senior). Además, participaron el Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización, Ing. Fernando Salazar Cuba y el Director de Desarrollo y Producción, Ing. Rolando Mendoza Rioja, ambos de la estatal petrolera YPFB. La visita al área se realizó de acuerdo al contrato suscrito entre YPFB y GCA y a lo establecido en el cronograma de trabajo. La delegación recolectó y verificó la información existente. Así mismo el personal técnico de GCA inspeccionó el pozo Huacaya X1, tomó datos del campo y recolectó información digital de la planchada del pozo. En el pozo Margarita 4 se tomó información de superficie. En la planta de procesamiento de gas de Margarita, se tomó la información que se registra en tiempo real de presión y temperatura del pozo MGR-4 que permite hacer un control riguroso del comportamiento del reservorio que está en producción. Las siguientes actividades operacionales y de desarrollo del área fueron observadas: Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  23. 23. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 19  La línea de recolección del pozo HCY-X1 a la Planta Margarita está siendo construida y se prevé finalizarla a mediados de Abril de 2012.  Producción inicial del pozo HCY-X1 planificada para Abril de 2012.  Actualmente el pozo MGR-4ST sólo se encuentra produciendo del reservorio H1b  El pozo MGR-X3 es el único pozo que está produciendo en conjunto de los reservorios H1b y H2.  Está programado el reacondicionamiento del pozo MGR-X2 para probar nuevamente el reservorio H1b y obtener más información sobre el contacto gas-agua.  El pozo de desarrollo planificado MGR-5 está ubicado entre los pozos MGR-X3 y MGR- 4ST. El taladro de perforación se encuentra en sitio y en proceso de preparación para iniciar operaciones próximamente.  El plan de desarrollo propuesto incluye el levantamiento sísmico 3D en el área Huacaya en el periodo 2012 - 2013 y la perforación de tres pozos nuevos al norte de la estructura. 9. EXTENSIÓN Y CONECTIVIDAD DEL ÁREA MARGARITA-HUACAYA La estructura Margarita-Huacaya se genera a partir de un sistema de doble despegue entre las fallas Bororigua y Mandiyuti. La estructura se caracteriza por presentar un estilo de plegamiento de escamas delgada con desarrollo de anticlinales apretados y alongados en sentido Norte-Sur. Así mismo, los cabalgamientos generados por la falla Mandiyuti que desarrollan a lo largo de la flexura de falla („Fault Bend Fold‟), capas H1a, H1b y H2 (Formación Huamampampa), conforman la zona de hidrocarburos productiva principal de la estructura de Margarita-Huacaya. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  24. 24. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 20 FIGURA 8.1: SECCIÓN ESTRUCTURAL ESQUEMÁTICA DEL POZO MGR-X2, CON PROYECCIÓN DEL POZO MGR-X1 El análisis de los datos estructurales dentro del intervalo correspondiente a la Fm. Huamampampa muestra un buzamiento uniforme de 28 a 30° en dirección y azimut 270°-280°, coincidente con la orientación de los contornos del mapa estructural. Adicionalmente, comparando la intensidad de fracturación en los pozos perforados en Margarita, la distribución de fracturas observadas en los pozos MGR-X1 y MGR-X2 es similar a la del HCY-X1, mientras que en los pozos MGR-X3 y MGR-4 la mayor intensidad se observa en el cuerpo medio (SS2) y con un buen desarrollo de fracturas en el cuerpo inferior (SS3 o HMP3) con valores del orden de las 5 fracturas por metro (fr/m) (Fig. 8.2). 2 SECCION ESTRUCTURAL E -W POZO MGR-X2 W E MGR-X1 PROY MGR-X2 SECCION ESTRUCTURAL E -W POZO MGR-X2 W E MGR-X1 PROY MGR-X2 Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  25. 25. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 21 FIGURA 8.2: CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA DE LA FM. HUAMAMPAMPA ENTRE LOS POZOS MGRS Y HCY-X1 Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  26. 26. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 22 10. UBICACIÓN GEOGRAFICA AREA MARGARITA-HUACAYA El campo Margarita-Huacaya se encuentra en el bloque Caipipendi, ubicado entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. Las Tablas 10.1 y 10.2 presentan las coordenadas del bloque Caipipendi: TABLA 10.1: COORDENADAS DE LOS VÉRTICES – CAMPO HUACAYA Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  27. 27. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 23 TABLA 10.2: COORDENADAS DE LOS VÉRTICES –CAMPO MARGARITA Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  28. 28. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 24 11. GEOREFERENCIACION GCA utilizó para la georeferenciacion las coordenadas del paralelo 21 proporcionadas por el Instituto Geográfico Militar como entidad competente en el Estado Plurinacional de Bolivia. A continuación se presenta el mapa de georeferenciación del espesor neto de gas del reservorio Huamampampa H1b, al nivel más bajo conocido de gas („LKG‟ –1P) definido por Ryder Scott. El mapa de georeferenciación muestra el Campo Margarita – Huacaya ubicado en el bloque Caipipendi, los pozos perforados, y el límite departamental entre Tarija y Chuquisaca (Paralelo 21˚), bajo el sistema de coordenadas Universal Transversal de Mercator (UTM), Dátum Provisional Sudamericano 1956 (PSAD 56) y zona geográfica 20. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  29. 29. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 25 FIGURA 11.1: PLANO DE GEORREFERENCIA – MAPA ESPESOR NETO DE GAS 1P DEL H1B Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com
  30. 30. CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011 26 12. FACTOR DE DISTRIBUCION - PARTICIPACIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS El factor de distribución para cada departamento se determinó en base a los volúmenes de hidrocarburos in situ contenidos en el reservorio H1b en el territorio de cada Departamento participante y en conformidad con las disposiciones legales anteriormente mencionadas. Los volúmenes de hidrocarburos in-situ o Gas Original en Sitio (GOES) asociado a las reservas probadas (1P), reportados para el reservorio H1b, en la última certificación de Reservas de Bolivia realizada para YPFB por Ryder Scott al 31 de Diciembre de 2009 se muestran a continuación: TABLA 12.1: GAS ORIGINAL EN SITIO (GOES) RESERVORIO H1B Bloque/Departamento 1P (MMPc) Huacaya/Chuquisaca H1b 567,836 Margarita/Chuquisaca H1b 410,786 Margarita/Tarija H1b 1,382,083 Total GOES (MMPc) 2,360,705 Siendo el factor de distribución de los Departamentos en el reservorio compartido Huamampampa H1b, el siguiente: TABLA 12.2: FACTOR DE DISTRIBUCIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS – RESERVORIO H1B Bloque/Departamento 1P % H1b - Chuquisaca 41.45 H1b - Tarija 58.55 El factor de distribución es estimado en función de volúmenes de hidrocarburos in-situ (Gas Original en Sitio - GOES) en la categoría (1P) estimadas por Ryder Scott al 31 de Diciembre de 2009. Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com

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