Reservas cb potencial en pn unmsm final

RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CABO BLANCO Y SU POTENCIAL
EN EL CAMPO PEÑA NEGRA COSTA AFUERA
AAPG UNMSM STUDENT CHAPTER
VII APERTURA ANUAL 2018
ADAN LÓPEZ, MAYO 2018
UNIVERSIDAD NACIONAL MAYOR DE SAN MARCOS
(Universidad del Perú, DECANA DE AMÉRICA)
FACULTAD DE INGENIERIA GEOLÓGICA, MINERA, METALÚRGICA Y
GEOGRÁFICA

CONTENIDO
1. Ubicación
2. Geología
 Estratigrafía, Sedimentología
 Mapa de Contorno Estructural
3. Estimación de Reservas
 Método Volumétrico (Evaluación Petrofísica, Mapeo
Geológico, OOIP)
 Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos (PRMS)
4. Potencial del Cabo Blanco
5. Conclusiones y Recomendaciones
RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CABO BLANCO Y SU POTENCIAL
EN EL CAMPO PEÑA NEGRA COSTA AFUERA

Producción Total de Petróleo del campo Peña Negra: 165 MMBO
Producción Petróleo del Cabo Blanco: 40.7 MMBO, 27%
Todos los campos: 354 MMBO
165 MMBO
1. UBICACIÓN
MAPA PEÑA NEGRA COSTA AFUERA

COLUMNA ESTRATIGRAFICA Y REGISTRO TIPO
ECHINO
2. GEOLOGÍA

5
AMBIENTE FLUVIO DELTAICO - CABO BLANCO
2. GEOLOGÍA

2. GEOLOGÍA
MAPA ESTRUCTURAL DE PROFUNDIDAD

MAPA ESTRUCTURAL DE PROFUNDIDAD
2. GEOLOGÍA

1538
1549
1570
1589
1605
1618
1625
1637
1647
1650
1674
1710-D
1718
1729
1748
1762
1766
1918
1922
1958
2002
2062
2063
2092
2111
2396
2454
2488
2504
5652
5688
5690
57-C-XD
5815D
5925
6183
6238
6279
6286D
6547
6604
6844
6906
8081
8088
A2-1 A2-10
A2-11A2-3
A2-4
A2-5A2-7
A2-8
AA-1
AA-10
AA-11
AA-12
AA-13
AA-14
AA-15X
AA-16
AA-17
AA-18X
AA-19R
AA-2
AA-20X
AA-3
AA-4
AA-5
AA-6
AA-7AX
AA-8
BB-16
BB-17X
BB-18
BB-21X
BB-6
BB-7
BB-8X
CB-048
CB-044
DD-11
DD-13
DD-14
DD-15
DD-19
DD-2
DD-3
DD-4
DD-9
FF-11
FF-12
FF-17
FF-7
FF-8
FF-9
GG-2
GG-3
GG-5
GG-7
GG-7A
GG-8
GLOMAR 80X
H1-1
H1-2 (H3-5)
H1-4
H1-5
H3-1
H3-2
H3-3H3-4
H3-6
H3X-11
HH-2
HH-5
KK-1
KK-10
KK-11
KK-12
KK-13
KK-14
KK-15
KK-16A
KK-17
KK-18
KK-19
KK-20
KK-21
KK-22
KK-23
KK-25
KK-26
KK-5KK-7
M-2
M-3
M-4
M-5
H3X-13
NN-10
NN-11
NN-12
NN-14
NN-15
NN-16
NN-17
NN-3
NN-4
NN-5
NN-6
NN-7
NN-9
OO-10
OO-13
OO-14
OO-4
ORXA-13X
ORXA-14
ORXA-19
ORXA-21
P-1
P-2
P-3
P-4
P-5
PA1-1X
PN1-17X
PN10-14
PN10-15
PN10-16
PN10-17
PN11-13
PN11-16
PN12-1X
PN12-2
PN12-3
PN12-6
PN14-1X
PN14-2D
PN14-3D
PN2-1
PN2-10
PN2-13
PN2-14
PN2-15
PN2-16
PN2-17
PN2-19
PN2-20
PN2-21
PN2-22
PN2-23
PN2-24
PN2-25
PN2-26
PN2-28X
PN2-3X
PN2-4PN2-8X
PN3-1
PN3-10
PN3-11X
PN3-12
PN3-14
PN3-16
PN3-17
PN3-18
PN3-19
PN3-21
PN3-22
PN3-23
PN3-24
PN3-3
PN3-8
PN3-9
PN4-15X
PN4-19
PN4-24
PN4-7
PN5-1
PN5-10
PN5-13
PN5-14
PN5-15
PN5-16
PN5-17
PN5-2
PN5-6
PN6-10
PN6-10A
PN6-15
PN6-19
PN6-6PN6-8
PN7-1
PN7-10
PN7-11
PN7-16
PN7-2
PN7-22
PN7-23
PN7-3
PN7-4
PN7-5
PN7-6PN7-7PN7-7A
PN7-8
PN7-8APN7-9
PN8-1
PN8-10
PN8-13
PN8-14
PN8-15
PN8-15A
PN8-16
PN8-17X
PN8-18
PN8-19
PN8-19A
PN8-2
PN8-21
PN8-22
PN8-23PN8-23BP
PN8-24
PN8-25
PN8-3PN8-3A
PN8-4
PN8-4A
PN8-6
PN8-7
PN8-7A
PN8-8
PN8-9
PN9-15
PN9-16 PN9-17
PN9-17A
PN9-21
PN9-22PN9-23
PN9-23ST
PN9-24
PN9-4
PN9-14D
PN9-20D
R-1
R-10
R-11
R-12
R-13
R-15
R-2
R-5
R-7
R-9
RESTIN-58
RESTIN-62
RESTIN-74
R37-1R37-2
R37-3
R37-3A
R37-4D
SS-5
UU-10
UU-11
UU-12
UU-14
UU-2
UU-6
UU-9
VERD-58D
W-1
W-11
XX-10
XX-11
XX-18
XX-7
XX-9X YY-1
YY-10
YY-11
YY-12
YY-14
YY-7
YY-9
Z-10A
Z-11
Z-12X
Z-13X
Z-14X
Z-16X
Z-17X
Z-18
Z-1A
Z-20
Z-3
Z-4
Z-6
Z-7Z-8
No Interpretation Well Log
Interpretation Well Log
463000 468000 473000
9520400
9525400
9530400
463000 468000 473000
X/Y:
Meters
9520400
9525400
9530400
N
Pozos con Densidad
Pozos con GR
REGISTRO TIPO FORMACION
CABO BLANCO
Total pozos a Cabo Blanco: 290
Pozos interpretados con densidad: 64, 22%
Caudal Promedio x pozo: 350 BOPD
Acumulado Promedio x pozo: 375 MBO (desde 1980)
Permeabilidad promedio de Core: 100 md
Porosidad promedio de Core: 15%
Promedio BSW: 3%
3900
PN7-9
Cl -2726CBse -2727
CB -2475
0.00
500.00
2.1
PN7-9
3931 m
CABO BLANCO.
CLAVEL.
PROF PROM: 3500 ft
ESPESOR PROM: 50-200ft
33 API
CB + MO 75% de
produccion del
campo
AREA PEÑA NEGRA COSTA AFUERA
EVALUACIÓN PETROFÍSICA - CABO BLANCO
3. ESTIMACIÓN DE RESERVAS

WELL GROSS (TVD) GROSS SAND (TVD) NETSAND (TVD) NETPAY (TVD) PHI SW
A2-10 144.14 30.73 29.34 29.34 0.17 0.19
A2-3 101.4 20.15 19.46 19.46 0.15 0.25
A2-4 98.77 44.94 42.17 40.69 0.17 0.27
AA-16 85.32 76.89 60.13 59.15 0.15 0.27
AA-6 145.45 74.34 58.27 56.28 0.15 0.26
BB-17X 188.73 92.25 79 74.25 0.18 0.25
DD-11 38.16 20.79 17.46 17.46 0.2 0.22
DD-14 63.28 51.2 47.95 47.14 0.17 0.18
FF-7 118.91 31.35 27.52 18.31 0.17 0.33
GG-5 139.51 41.82 37.88 37.88 0.15 0.15
KK-19 182.68 154.5 123 83.5 0.16 0.32
OO-14 131.28 90.74 72.2 66.49 0.13 0.37
PN12-2 67.44 61.75 57.95 40.85 0.16 0.42
PN14-2D 46.18 22.63 21.96 20.63 0.13 0.37
PN2-25 295.57 198.67 58.91 2.13 0.15 0.49
PN2-28 65.4 57.46 20.05 0.2 0.47
PN2-4 176.78 145.31 142.82 107.97 0.15 0.5
PN3-18 55.81 50.18 42.25 0.14 0.3
PN3-24 48.01 38.75 22.85 0.15 0.48
PN4-19 201.71 21.24 20.66 16.06 0.12 0.38
PN7-10 270.89 198.08 180.18 52.45 0.16 0.5
PN7-2 272.92 172.83 157.05 29.86 0.17 0.43
PN7-3 220.28 170.23 149.9 107.1 0.19 0.31
PN7-5 159.27 95.36 78.04 45.21 0.14 0.33
PN7-7A 61 34.96 34.31 32.35 0.15 0.34
PN7-9 249.54 178.45 157.19 125.7 0.15 0.31
PN8-10 123.62 80.57 69.87 66.33 0.12 0.32
PN8-21 298.57 272.44 256 244.54 0.15 0.19
PN8-22 71.56 55.37 46.39 31.97 0.14 0.34
PN8-9 212.99 154.34 144.81 141.69 0.16 0.35
RESTIN-62 34.8 12.49 9.16 6.66 0.13 0.5
RESTIN-74 59.77 23.26 15.21 12.53 0.12 0.46
UU-10 120.71 56.54 43.98 29.62 0.12 0.37
UU-11 79.71 58.17 52.63 50.56 0.1 0.36
UU-6 63.44 25.67 22.35 16.56 0.16 0.29
YY-1 52.61 28 26.83 25.67 0.17 0.32
YY-11 72.07 72.07 72.07 20.28 0.15 0.3
YY-14 119.16 119.16 119.16 27.09 0.16 0.23
Z-12X 260.92 260.92 260.92 182.83 0.17 0.33
Promedios 133.29 87.04 78.13 53.12 0.15 0.33
SUMARIO DE EVALUACIÓN PETROFÍSICA
PEÑA NEGRA
Formation Rho matrix a m n Rw Vcl Phie Sw
Cabo Blanco 2.65 1 1.69 1.65 0.26-0.29 0.4 0.05 0.6 X
Parametros de interpretacion Petrofisica Cut off
CORE
n Rw Vcl Phie Sw
1.65 0.26-0.29 0.4 0.05 0.6 X
Petrofisica Cut off
CORE

MAPA DE ESPESOR
VERTICAL
FM. CABO BLANCO
MAPA DE NET SAND
MAPEO GEOLÓGICO - CABO BLANCO

DETERMINACIÓN DEL CONTACTO PETRÓLEO/AGUA

MAPA DE CONTORNOS
ESTRUCTURALES
DE PROFUNDIDADFM. CABO BLANCO
MAPA DE NET PAY
DESCARTAR ZONAS
DEBAJO DEL
CONTACTOS DE O/W

BLOQUE Volumen Area (acre) Bo OOIP (MMBBLS) ACUM (MMBBLS) RF
PN7-1 14033533.89 134.41 1.15 12.203 0.8708 7.14%
PN7-5 631200.33 23.89 1.15 0.549 0.1975 35.98%
KK-25 2018528.97 43.61 1.15 1.755 0.6925 39.45%
OO-10 30757318.89 496.76 1.15 26.745 0.0257 0.10%
PN3 3049259.08 442.75 1.2 2.541 0.1947 7.66%
PN2-4 3216152.36 57.53 1.15 2.797 0.693 24.78%
PN2-17 240565.87 28.96 1.15 0.209 0.0171 8.17%
Z-AA 30983844.8 293.85 1.11 27.913 9.809 35.14%
PN8-10 9584098.03 102.84 1.15 8.334 3.5548 42.65%
PN8-9 12712508.1 139.61 1.15 11.054 1.107 10.01%
PN8-3A 14738317.41 223.37 1.15 12.816 0.017 0.13%
OO-4 2001989.25 77.12 1.15 1.741 0.0713 4.10%
AA-YY 22588604.54 1103.94 1.13 19.990 2.4303 12.16%
GG-DD 13047294.11 838.98 1.15 11.345 2.0181 17.79%
UU 1851113.14 85.39 1.15 1.610 0.1495 9.29%
DD-4 5338785.59 270.77 1.17 4.563 0.4485 9.83%
Z-KK 34247769.3 305.67 1.15 29.781 13.8139 46.39%
PN7-9 14765444.76 363.12 1.15 12.840 3.8158 29.72%
(TOTAL) 5032.570 188.786 39.927 21.15%
OOIP_CABO BLANCO - PEÑA NEGRA FIELD
(SEP. 2012)
SUMARIO CABO BLANCO
OOIP = [7758 Ah phi (1-Swi)]
Boi
OOIP - Original Oil in Place (stb)
A - Reservoir Area(acres)
h - Reservoir Thickness (ft)
phi - Reservoir Porosity
Swi - Connate Water Saturation
Boi - Initial formation volume
factor(rb/stb)
CALCULO DE OOIP
ORIGINAL OIL IN PLACE (OOIP) = PETROLEO ORIGINAL EN SITIO (POES)
(SEP. 2014)

RECURSOS
Hidrocarburos que se presenta en la
naturaleza en la corteza terrestre.
Abarca:
• Descubiertas o no-descubiertas
• Recuperables o no-
recuperables
• Mas cantidades ya producidas
• Incluyen acumulaciones
convencionales y no-
convencionales
NORMAS Y LINEAMIENTOSMARCO DE CLASIFICACIÓN Y CATEGORIZACIÓN
SPE – PETROLEOUM RESOURCE MANAGEMENT SYSTEM (PRMS) Marzo 2007
RESERVAS
Cantidades de petróleo que se prevé serán:
• Comercialmente recuperables
• Por medio de proyectos de desarrollo
• En acumulaciones conocidas
• A partir de una fecha en adelante
• Bajo condiciones de operaciones definidas

NORMAS Y LINEAMIENTOS
Securities and Exchange Commission (SEC) 2009
Comisión Nacional del
Mercado de Valores

RESERVAS (Definición)
Todas las cantidades de petróleo que se prevé serán:
• Comercialmente recuperables
• Por medio de proyectos de desarrollo
• En acumulaciones conocidas
• A partir de una fecha en adelante
• Bajo condiciones de operaciones definidas
Estimación de Reservas
El método determinístico se selecciona un valor único
por cada parámetro, para ser utilizado en el cálculo de las
reservas, mientras que para el método probabilístico se
utiliza un amplio rango de valores para cada parámetro y
se utiliza una técnica matemática, (Simulación de Monte
Carlo), para generar un rango de posibles resultados para
las reservas y su probabilidad asociada de ocurrencia.
Categorización basa en la incertidumbre de los volúmenes
EUR = Estimate Ultimate Recovery (Estimación Recuperable Final)
EUR = PRODUCCIÓN ACUMULADA + RESERVAS
Rate
(BOPD)
Year

Metodología SEC – PRMS

1964 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 2000 02 04 06 08 10 12 14 16 18 20 22
10
1
10
2
10
3
10
4
10
5
Date
PN
Oil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
DCA2014_JULY_ .Oil.Rate
Field: PN
Curvas de Producción

POTENCIAL AL OESTE DEL CAMPO PEÑA NEGRA ( PLATAFORMAS PN3 & PN8
4. POTENCIAL DEL CABO BLANCO

RETORNO A LA PLATAFORMA PN3 – RESERVORIO CABO BLANCO

REGISTRO ELECTRICOS Y EVALUACIÓN
PETROFÍSICA POZO PN3-20D

PN3-25D
Main Objective: CABO BLANCO
Vert. Angle: 74 degrees
Present Operation:
Well stopped on Aug 11, 2014 at 7265´MD (-3482´TVDss) in Ostrea.

PN3-25D
7265
PN3-20D_BP
6578
PN8-23BP
6750
PN8-8
4920
HeCong -1461
Ost -3026
Lob -2042
Hel1sdb -1625
InEch -2255
Ech -2130
LwEch -2392
HeBas -1701
Cl -2582
CB -2465
LwEch -2692
CBSh -3055
HeCong -1446
Lob -2150
Ech -2304
InEch -2358
Hel1sdb -1627
HeBas -1709
CBShB -3095
Cl -3054
CB -2901
CB -2866
LwEch -2691
Cl -2976
Ech -1836
InEch -2221
HeCong -1120
CBShB -2836
CBSh -2816
InEch -2137
CB -2694
LwEch -2498
Cl -2930
Ech -1743
Cbch -2749
HeCong -1032
-1000.00
-500.00
0.00
500.00
1000.00
PN3-25D PN3-20D_BP PN8-23BP PN8-8
478 m 352 m 540 m
-1000.00
-500.00
0.00
500.00
1000.00
PN8-8
JAN. 89´
IPR: 540 BOPD
CUM: 3,397 MBO
PN3-25D
AUG. 2014
IPR: 65
BOPD
PN3-20D
BP
JULY 2014
(CB)
IPR: 110 BOPD
PN8-23 BP
MAR. 97´
IPR: 398
BOPD
CUM: 239
MBO
BLOCK Z-2B - PEÑA NEGRA FIELD
SW-NE STRATIGRAPHIC CORRELATION
SHOWING CABO BLANCO FM.
A. López August 2014
ECHINO
HELICO

PN3-25D DITCH SAMPLES OIL SHOWS IN FLOUROSCOPY

PN3-25D OIL SHOWS IN MUD PITS

OIL SEEP – PEÑA NEGRA OFFSHORE
Afloramientos de Petróleo - Peña Negra Offshore
El sábado 26 de Abril del 2008 se verificó la ubicación de 4 afloramientos
de petróleo, mar adentro de Peña Negra Offshore, según mapas, y fotos.
En todos los casos se percibe olor a hidrocarburo.
Se tomaron pequeñas trazas de muestras en frascos de los puntos
Waypoint 22 y Waypoint 24.
AFLORAMIENTOS DE PETRÓLEO AL OESTE DEL CAMPO PEÑA NEGRA COSTA AFUERA

OIL SEEP – PEÑA NEGRA OFFSHORE
9 Km.
AFLORAMIENTOS DE PETRÓLEO AL OESTE DEL CAMPO PEÑA NEGRA COSTA AFUERA
¡BINGO¡

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
• La Formación Cabo Blanco es un reservorio de 50 a 200 ft de espesor vertical con una
PHI promedio 15% y K promedio de 100 md, el cual ha acumulado 40 MMBO.
• El Factor de Recobro promedio del Cabo Blanco es de 21.15%.
• Para la estimación de reservas en PN y en todo el zócalo Z2B se siguen las normas y
lineamientos internacionales SPE-PRMS.
• Existe en el campo Peña Negra reservas probadas desarrolladas de petróleo (pozos
actuales) por Cabo Blanco.
• Gran potencial del Cabo Blanco al oeste del mismo campo de Peña Negra.
• Los afloramientos de petróleo mostrados soportan fuertemente la existencia de
acumulaciones de hidrocarburos al oeste del campo Peña Negra.
• Recomendamos realizar todos los esfuerzos necesarios para seguir desarrollando estos
campos maduros como Peña Negra pues hay acumulaciones importantes de petróleo.
Reactivar la actividad y contribuir a generar puestos de trabajo para la región,
especialmente a Talara.

PRODUCCIÓN/CONSUMO/PRONOSTICO DE PETROLEO

2001 Torres Gemelas
2007 Misiles
Corea del Norte
2008 Crisis EEUU,
amenaza Libia, Israel/Irán
2009 Conflicto
Franja de Gaza
2011 Conflicto
Países árabes
2014
Demanda
mundial baja,
Fraccing en
EEUU
2015 OPEP exceso
oferta, China deja
de crecer. Menor
Demanda de Europa
2003 EEUU invade Irak
PRECIO BARRIL DE PETROLEO
$
04/2018
$ 77 Brent
$ 69 WTI
2018 Conflicto
Medio Oriente

PRODUCCIÓN DE PETROLEO
EN EL PERÚ

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