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.