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AGOSTO 2010 AGOSTO 2010
AUTORES: Spectrum Group SAS Colombia
•El contrato de Exploración y Producción “El Remanso”, fue firmado entre La Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH y La Compañía Comtrol S.A. el día ocho (8) de Octubre de 2007 (fecha efectiva). El área contratada comprende una extensión total aproximada de 29.277 hectáreas y se halla localizada en jurisdicción de los Municipios de Puerto Berrio, Puerto Triunfo y Puerto Nare en el Departamento de Antioquia y el Municipio de Puerto Boyacá en el Departamento de Boyacá (Figura 1). El Bloque se encuentra localizado en el sector sur occidental de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, inmediatamente hacia el occidente de varias acumulaciones comerciales de crudo pesado, como son los campos: Teca, Nare, Jazmín, Girasol, Abarco, Velásquez, Palagua y Moriche.
•La compañía Texas Petroleum perforó cuatro pozos estratigráficos y 4 exploratorios. Los Pozos mostraron la presencia de arenas saturadas de petróleo pesado, indicios de hidrocarburos y de agua salada. La Compañía Texas Petroleum abandonó su interés en al área debido a los bajos precios de hidrocarburos para este tipo de crudos.
ANTECEDENTES
UBICACIÓN GEOGRÁFICAUBICACIÓN GEOGRÁFICA
* Tomado: Informe técnico 2009, COMTROL COLOMBIA S.A
MODELO GEOLOGICO
* FUENTE ANH 2010
UBICACIÓN GEOLOGICAUBICACIÓN GEOLOGICA
POZOS PERFORADOSPOZOS PERFORADOS
* Tomado: Informe técnico 2009, COMTROL COLOMBIA S.A
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA VMM
EL REMANSO E&PGENERALIZED STRATIGRAPHIC COLUMN
DESCRIPTION
AG
E
Fm.
Thic
knes
s(ft
)
Lithology
Conglomerates, sandstones and conglomeraticsandstones
Conglomerates and sandstones interbeddedwith claystones. Continental deposits, highenergy channels, fresh water saturadedintervals
Sandstones (mainly quartz), variable grainsize, from fine to conglomeratic, friable, moderately sorted, medium tohighporosity, interbedded withgreenish gray claystones.Continental sediments deposited in braidedto meandering streams. Interval saturatedboth with oil and salty water
Igneous and methamorphic complex
UPP
ER M
IOCE
NE
PLIO
-PLE
ISTO
CEN
EU
ND
IFFE
REN
TIA
TED
OLI
GO
CEN
E
CHU
SPA
S G
RO
UP
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ÁREA EL REMANSO
* Tomado: Informe técnico 2009, COMTROL COLOMBIA S.A.
RASGOS ESTRUCTURALES DE LA CUENCARASGOS ESTRUCTURALES DE LA CUENCA
* Tomado: Informe técnico 2009, COMTROL COLOMBIA S.A
Teca Nare Under-River Jazmin Girasol Abarco Moriche Norte Moriche Moriche Sur Palagua Velasquez Chicalá
CAMPOS VECINOSCAMPOS VECINOS
* Tomado: Informe técnico 2009, COMTROL COLOMBIA S.A
SECCION ESQUEMATICASECCION ESQUEMATICA
COBERTURA SÍSMICA
SECCION ESTRATIGRAFICASECCION ESTRATIGRAFICA
SECCION ESTRUCTURALSECCION ESTRUCTURAL
SECCIÓN SÍSMICA, POZO REMANSO NORTE-1.
SECCIÓN SÍSMICA, POZO REMANSO-1
REMANSO NORTE-1
REMANSO-1
MAPA ESTRUCTURAL TOPE OLIGOCENO
MODELO PETROFÍSICO
Correlation
SP
-100 50MV
CALI(N/A)
6 16
Vshl
0 1
ECGR
0 150GAPI
Vshl<0.6
Depth
MD
ANP
ANP
2 0
ANP
Resistivity
HLLD
0 50OHMM
HLLS
0 50OHMM
Porosity
PHIN(TNPH)
0 1CFCF
PHID
0 1
PhiE
0 1
BVW
0 1
Petroleo
Saturacion
SW
0 1
Sw <0.6
Permeabilidad
K_Timur
0.1 1000
K_Tixier
0.1 1000
K_Coates
0.1 1000
550
600
650
700
750
800
Marcador M
Oligoceno
Zapato 7"
RESULTADO DE LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA POZO REMANSO-1
RESULTADO DE LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA POZO REMANSO N-1
Correlation
SP
-100 50MV
CALI(HCAL)
6 16IN
Vshl
0 1
ECGR(N/A)
0 150
Vshl<0.6
Depth
MD
ANP
ANP
2 0
Petroleo
Resistivity
RLA5
0 50OHMM
RLA3
0 50OHMM
Porosity
PHIN(NPHI)
0 1CFCF
PHID
0 1
PhiE
0 1
BVW
0 1
Oil
Saturacion
SW
0 1
Sw <0.6
Permeabilidad
K_Timur
0.1 1000
K_Tixier
0.1 1000
K_Coates
0.1 1000
550
600
650
700
750
Marcador M
OligocenoOligoceno1
Zapato 7"
Pozo Tope Base GrossInt GrossRes NetPay N/G Pay N/G Res PhiHt SoPhiHt PhiPay SwPay VshlPay
REMANSO-01 532 838 306 72 60 0.196 0.196 19.391 9.858 0.323 0.492 0.238
REMANSO NORTE-01 511 758 247 32.5 31 0.126 0.126 8.912 4.886 0.287 0.452 0.206
Sumario Petrofísico de los pozos Remanso-1 y Remanso Norte-1.
ANÁLISIS DE
PRODUCTIVIDAD
POZO TIPO
Crudo Colombiano
Viscosidad del Aceite vs Temperatura en Crudos Pesados
Espesor PermeabilidadRadioPozo
RadioDrene Daño
PresiónEstatica
PresiónFluyente
FactorVolumetrico Temperatura
ViscosidadPetroleo Qo
Pws Pwf Bo Vo(pies) (md) (pies) (pies) (Skin) (psia) (psia) (by/bn) (ºF) (cp) (bpd)
50 900 0.34375 540.89 5 271 50 1.1 104 5000 1.150 900 0.34375 540.89 5 271 50 1.1 150 300 18.450 900 0.34375 540.89 5 271 50 1.1 200 80 68.950 900 0.34375 540.89 5 271 50 1.1 250 30 183.0
Sensibilidad Qo variando Viscosidad del Petróleo vs Temperatura
PLAN DE
DESARROLLO
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 TOTALN° POZOS 60 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 110
AÑOS
ACTIVIDAD DE POZOS A PERFORAR
Años 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 2360 BPD 5000 4460 3978 3548 3165 2823 2518 2246 2003 1787 1594 1422 1268 1131 1009 900 803 716 639 570 508 453 4045 417 372 331 296 264 235 210 187 167 149 133 118 106 94 84 75 67 60 53 47 42 385 417 372 331 296 264 235 210 187 167 149 133 118 106 94 84 75 67 60 53 47 425 417 372 331 296 264 235 210 187 167 149 133 118 106 94 84 75 67 60 53 475 417 372 331 296 264 235 210 187 167 149 133 118 106 94 84 75 67 60 535 417 372 331 296 264 235 210 187 167 149 133 118 106 94 84 75 67 605 417 372 331 296 264 235 210 187 167 149 133 118 106 94 84 75 675 417 372 331 296 264 235 210 187 167 149 133 118 106 94 84 755 417 372 331 296 264 235 210 187 167 149 133 118 106 94 845 417 372 331 296 264 235 210 187 167 149 133 118 106 945 417 372 331 296 264 235 210 187 167 149 133 118 106
110 bpd 5000 4876 4766 4668 4580 4502 4432 4370 4315 4265 4221 3765 3358 2995 2672 2383 2126 1896 1691 1508 1345 1200 1070
NP MMbbl 1.8 3.6 5.3 7.0 8.7 10.4 12.0 13.6 15.2 16.7 18.2 19.6 20.8 21.9 22.9 23.8 24.6 25.3 25.9 26.4 26.9 27.4 27.7
Comportamiento de producción (bpd)
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO VS TIEMPO
0
5
10
15
20
25
30
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
(MM
BL)
(BPP
D)
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO VS TIEMPO
Qo Np
INSTALACIONES DE
SUPERFICIE
ESTADO MECÁNICO POZO REMANSO-1
ESTADO MECÁNICO POZO REMANSO N-1
El Remanso Norte-01 well
EVALUACIÓN ECONÓMICA
Nombre del Proyecto Campo RemansoTipo de Contrato
Económicos
Tasa de Descuento % 10%Impuesto a la renta % 33%Renta Presunta % 5%Escudo Fiscal % 5%Overhead % 26%Regalias % 8%
Año de Producción Año 2Mes de Producción Mes 1Base Mensual Días 29
WTI US$/Bl 50Escalar % 1%
API ° 11.00Descuento por Calidad % 5%
TécnicoPerfil de Producción Básico
BásicoPi Bopd 5000
ExponencialDeclinación Mensual % 0.16%Declinación Anual % 15%Beta 0.5
Producción IncrementalPi Bopd 12Producción Básica + Incremental Bopd - Declinación Mensual %Declinación Anual % 11%Beta 0.5
OPEX
Costo de Levantamiento US$/Bl 12.00Fijo % 40%Variable % 60%
Costo de Tranporte US$/Bl 4.00OPEX Adicional US$ 800
CAPEX
Capex Adicional US$ 50,000,000
SUPUESTOS GENERALES
RESULTADOS ECONÓMICOS
-
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Producción Promedio de petróleo ( Bopd)
VPN us$ 152,699,758 TIR % 37%TIRM % 16.5%Pay Back Años 4Límite Económico Años 22
PLAN DE MITIGACIÓN DE
RIESGOS E INCERTIDUMBRES
INCERTIDUMBRE IMPACTO MITIGACIÓN
Volumetría Espesor AltoCorazones, Registros SP, HRI, GR, EMI
Extensión areal Alto Pozos. Sísmica 3D
Arquitectura del Yacimiento Subdivisión vertical Medio
Corazones, SP, Caracterización geoquímica
Distribución de facies prospectivas Alto
Corazones, EMI, Muestras de pared
Distribución de las porosidades Alto Corazones, SDL, DSN, NMR
Distribución litológica/ cuerpos de arenas Alto
Sísmica 3D, Corazones, SP, GR, HRI
Propiedades del Reservorio Relación Phi/k /Facies Alto Corazones
Relación litología-facies AltoCorazones, muetras de canal y de pared
Muestra de fondo Petróleo Alto Análisis PVTSaturaciones de agua y petróleo Alto CorazonesDistribución de permeabilidades Alto
Corazones, pruebas de producción
Presión capilar Medio Corazones
Presiones Estáticas Alto Gradientes Estáticos/ RFT/ BUPermeabilidad relativa
Alto Corazones
MATRIZ METODOLÓGICA DE MITIGACIÓN DE INCERTIDUMBRES.
CONCLUSIONES
•Existe incertidumbre del Modelo Geológico actual por escasa cobertura de Sísmica 2D.
•En el Bloque hay 10 pozos, de los cuales sólo dos sirven para calibrar la sísmica.
•Existen 2 trampas de tipo estructural-estratigráfica, constituida por dos Unidades litológicas que le imparten un componente estratigráfico dominante.
•El valor de la información hará posible el reducir el riesgo de encontrar pozos secos y localizar en las estructuras adecuadas los nuevos pozos.
•En la evaluación petrofísica se realizó grafico de porcentaje de torio y potasio en los pozos dando como resultado presencia de Esméctica y Caolinita a pesar de que se observa un bajo porcentaje se debe realizar muestras de difracción de rayos X para corroborar este porcentaje.
•El modelo de saturación aplicando es el de Simandoux Modificado se cuenta con pruebas de producción de los pozos sin embargo, fueron completados a hoyo abierto lo cual no fue de gran ayuda al momento de cotejar los resultados de saturación con producción.
•La Formación Oligoceno presenta zonas saturadas de petróleo el resultado de la evaluación petrofísica nos dio valores de porosidad entre 0.28 - 0.32, saturaciones de agua entre 0.45 - 0.49 y valores de arena neta petrolífera entre 31 - 60 pies.
CONCLUSIONES, CONT
•La Permeabilidad fue estimada con base a los modelos empíricos Timur, Tixier y Coates, resultado la más optimista la calculada por Timur con valores para el campo entre 357 y 493 mD.
•El Petróleo Original en Sitio (OOIP) calculado para las arenas productoras del Grupo Chuspas en el bloque Remanso es de 104 millones de barriles en el escenario pesimista, 194 millones de barriles en el escenario optimista y de 145 millones de barriles en el escenario probable.
•El Petróleo Original en Sitio (OOIP) calculado para las arenas productoras del Grupo Chuspas en el bloque Remanso Norte es de 56 millones de barriles en el escenario pesimista, 93 millones de barriles en el escenario optimista y de 73 millones de barriles en el escenario probable.
•El factor de recobro último promedio calculado para los bloques Remanso y Remanso Norte es de 12 %.
•El volumen asociado a Reservas Totales calculado para las arenas productoras en el bloque Remanso es de 12.44 millones de barriles en el escenario pesimista, 23.14 millones de barriles en el escenario optimista y de 17.46 millones de barriles en el escenario probable.
•El volumen asociado a Reservas Totales calculado para las arenas productoras en el bloque Remanso Norte es de 6.66 millones de barriles en el escenario pesimista, 11.13 millones de barriles en el escenario optimista y de 8.83 millones de barriles en el escenario probable.
CONCLUSIONES, CONT
•El plan de desarrollo del Campo Remanso se realizó con una tasa inicial de producción por pozo de 80 BPD, un área de drene de 165 metros, considerando que el área de Remanso-1 es 1920 acres y Remanso Norte-2 es 1343 acres para un total del yacimiento es de 3263 acres, resultó el equivalente a 110 pozos para cubrir toda el área a desarrollar.
•El pronóstico de Producción consideró un mantenimiento de producción promedio en 5000 bpd de Petróleo, el programa de perforación propuesto y 23 años de producción, para un acumulado de petróleo de 27.7 MMbbl.
•Como capacidad de almacenamiento se considera 50.000 bls tomando en cuenta un margen operativo de diez (10) días de producción, con una producción promedio de 5000 bpd de acuerdo con el escenario de producción calculada.
•La evaluación económica incluye el desarrollo del Plan de Explotación propuesto con todas las variables económicas involucradas (perforación y completación de pozos, infraestructura, transporte). Sujetos a los resultados de la perforación de los pozos, siendo la utilidad esperada es de 152 millones de dólares a valor presente.
RECOMENDACIONES
•Ejecutar el Plan de Captura de Información estratégica con fines de mitigar la incertidumbre de los datos referente al sistema roca - fluidos.
•Debido a que gran parte de la incertidumbre existente en el bloque, está asociada a la Sísmica y el número de pozos existentes y probados, se recomienda la adquisición de Sísmica de alta resolución (3D), para mejorar la resolución estructural y estratigráfica.
•En los pozos Nuevos a perforar se recomienda la toma de información con la finalidad de mejorar la caracterización petrofísica del yacimiento.
•La adquisición e incorporación de un nuevo cubo sísmico con su respectivo modelo estático y dinámico, permitirá una masificación en la explotación con alta probabilidad de éxito.
•Las oportunidades visualizadas de incremento de producción, perforación de de avanzada para generar nuevas reservas presentan un nivel de riesgo que puede minimizarse con adquisición y procesamiento de una Sísmica 3D. La cual adicionalmente contribuiría en la visualización de oportunidades de incorporación de reservas.
•Es importante considerar integrar y combinar la información de perfiles convencionales con perfiles de alta resolución a ser tomados en los pozos nuevos, para disminuir la incertidumbre del modelo petrofísico. Para ello se debe correr registros especiales, como resonancia magnética nuclear, para reducir la incertidumbre referida a la porosidad y permeabilidad efectiva, Sónico dipolar y calibrarlos con la sísmica.