CAMPO::: CAMPO - Agencia Nacional de Hidrocarburos · En Diciembre de 2005 se reporto una producción diaria de 52837 barriles con ... DECLINACION EXPONENCIAL: 15.0 % LINEAS SISMICAS

::: CAMPO CAMPO RICO (16 4º API) :::::: CAMPO - CAMPO RICO (16.4º API) :::

CAMPO RICO

N

MAPA ESTRUCTURAL REGIONAL - TOPE DE MIRADOR (TVDSS)

C.I. 250’

DATOS GENERALES - RESERVAS

Reseña: Este campo mostró crudo pesado en Mirador (16.40˚API) con tres pozos. El pozo Campo Rico-1 fueperforado en el 2004 y en el 2005 se reporto producción comercial. El pozo Campo Rico – 3 fue perforado por

CAMPO - CAMPO RICO

CAMPO RICO

0 20 Km.10

p y p p p p p pEmerald y alcanzo una profundidad de 11287 pies. El espesor de Mirador es de 203’, Arena Neta Total 93%;Porosidad de 18.4% y saturación de aceite de 33%. El pozo Centauro – 1 fue perforado por ECOPETROL,este pozo limita el área máxima que se usa en este proyecto para los cálculos de oil-in-place. Allí laFormación Mirador tiene un espesor de 203’ con una Arena Neta Total de 90% y una porosidad de 22.7%.

Producción: La producción acumulada a 2005 fue de 1’068.364 barriles. 1.535 BOPD; 489BWPD con unacumulado de 193.524 Bbls para el pozo Campo Rico – 3.

Emerald, Enero 2005TD 11,287’Mirador 9 745’

CAMPO RICO-3HISTORIA DE PRODUCCIÓN

HISTORIA DE PRODUCCION A DICIEMBRE 2005

API FORMA 9

PRODUCCION ACUMULADAPETROLEO (BBLS)

O/W -9796’

Mirador -9,7451,535 BOPD, 16.4 API489 BWPDAcumulado 193,524 BblsEspesor Mirador 203’Arena Neta/Total 93%Porosidad 18.4%Saturación Aceite 33%

Forma 9SHMAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE MIRADOR (TVDSS)C.I. 25’

CENTAURO-1

CAMPO RICO-2NW SE

LEON

CARBONERAC3C5C7

MIRADORCRETACEOUNEPALEOZOICO

BASAMENTO

LINEA SISMICA RE-1990-150 (Perpendicular a la estructura) ECP, 1987

Mirador -9,745’

Espesor Mirador 203’

Arena Neta/Total 90%

Porosidad 22.7%Forma 9SH

POSTER 8.4

::: CAMPO CASTILLA (13.7º API) :::::: CAMPO CASTILLA (13.7 API) :::

N

MAPA ESTRUCTURAL REGIONAL - TOPE DE UNE (TVDSS)C.I. 250’


CAMPO CASTILLAReseña: El pozo Castilla 1 fue perforado por Chevron en 1969 y alcanzo una profundidad de 7347 pies;probo crudo pesado en las formaciones Mirador (10˚API) Guadalupe y Une (13 7˚API) El campo

CASTILLA

0 40 Km.20

C7

CASTILLA-1•MIRADOR

8.6 -10ºAPI 2.35% S

•GACHETA

8.7 ºAPI 2.11% S

•UNE

9.3-13.6ºAPI 2.17% S

98.8% SO

TRACE W

-5500’ O/W

probo crudo pesado en las formaciones Mirador (10 API), Guadalupe y Une (13.7 API). El campoCastilla produce de las areniscas de Une y Gacheta. También fue probada la Fm. Mirador comoproductora de crudo pesado. Esta formación no ha sido explotada comercialmente y se tiene comoreserva para ser completada una vez se agoten las reservas de las formaciones Une y Gacheta. El áreaproductiva máxima calculada por Ecopetrol es de 11000 acres

Geología: La estructura es un anticlinal asimétrico elongado con una orientación N60E, deaproximadamente 10 km de largo por 4 de ancho. Fallado en el flanco oriental. Contiene fallas internasnormales e inversas. Al parecer estas fallas no son sellantes, ya que el contacto agua-petróleo nomuestra cambios significativos a lado y lado de estas. La trampa es estructural.

Producción: El campo inicio producción en 1976. La curva histórica de producción muestra tendencia aaumentar hasta la fecha. En Diciembre de 2005 se reporto una producción diaria de 52837 barriles conun corte de agua de 63%. Los últimos pozos muestran tasas de producción entre 900 y 1000 barrilesEsta ultima tasa se logro con la perforación de nuevos pozos y a una mayor disponibilidad de lasfacilidades de producción y tratamiento. El mecanismo de producción para las formaciones Une yGacheta es un acuífero activo.

Reservas: El promedio usado para el estimado de las reservas remanentes fue 15% anual, promedio de

HE

TAM

IRA

DOR

C8

PRUEBA (UNE)

660 BOPD

12.4 BWPD (2% SW)

-5525’O/W

CASTILLA-9

la declinación calculado. Se uso una tasa de abandono de 500 barriles para todo el campo. Las reservasprobadas desarrolladas remanentes para las formaciones Une y Gacheta son de 101 MMBls.

HISTORIA DE PRODUCCIÓNHISTORIA DE PRODUCCION A DICIEMBRE 2005

API FORMA 9

UN

EG

AC

H

RESERVAS PROVADAS DESARROLLADAS REMANENTES

O 9


CAMPO CASTILLAHISTORIA Y PRONOSTICO DE PRODUCCION DE PETROLEO

100

1,000

10,000

100,000

ene-

76en

e-77

ene-

78en

e-79

ene-

80en

e-81

ene-

82en

e-83

ene-

84en

e-85

ene-

86en

e-87

ene-

88en

e-89

ene-

90en

e-91

ene-

92en

e-93

ene-

94en

e-95

ene-

96en

e-97

ene-

98en

e-99

ene-

00en

e-01

ene-

02en

e-03

ene-

04en

e-05

ene-

06en

e-07

ene-

08en

e-09

ene-

10en

e-11

ene-

12en

e-13

ene-

14en

e-15

ene-

16en

e-17

ene-

18en

e-19

ene-

20en

e-21

ene-

22en

e-23

TIEMPO

BO

PD

RESERVAS REMANENTES: 101,468 KBLSDECLINACION EXPONENCIAL: 15.0 %

LINEAS SISMICAS C-1980-05 Y C-1980-06

CASTILLA-25H NE

CARBONERA

C3

C5

C7

MIRADORCRETACEO

UNEPALEOZOICO

SW

CARBONERA

C5

C3

MIRADOR

PALEOZOICO

C7

UNECRETACEO

PERPENDICULAR A LA ESTRUCTURA

EN EL RUMBO DE LA ESTRUCTURA

SENW

BASAMENTOBASAMENTO

MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE UNE Y GACHETA (TVDSS)C.I. 25’

Fm. UNE Fm. GACHETA

SECCION ESTRUCTURAL CAMPO CASTILLA

SAN MARTIN-2 SM2Datum=1350

1.3 km

CASTILLA-9 9Datum=1322

0.6 km


0.8 km


0.8 km


0.7 km


0.8 km


0.7 km


1.1 km


0.9 km

CASTILLA NORTE-4 CN4Datum=1323

1.0 km

CASTILLA NORTE-2 CN2Datum=1312

1.3 km

ASTILLA NORTE-16 CNDatum=1410

Corr elation

GR(N/A )

0 200

SP( N/A )

-100 50

GR(N/A )

200 0

Lt. B lue

Yellow

Depth

TVD

Resistivity

ResD(LAT)

0.2 2000ohm.m

ResM( N/A )

0.2 2000

ResS(SN)

0 2 2000ohm m

HDRS(N/A )

0.2 2000

HMRS(N/A )

0.2 2000

Por osity

PHIN( N/A )

0.45 - 0.15

RHOB( N/A )

1.9 2.9

DT(N/A )

140 40

PEF(N/A )

0 10

6150

6200

6250

6300

6350 IPTest 1

Cor relation

GR

0 200API

SP

-100 50MV

GR

200 0API

Lt. Blue

Yellow

Depth

TVD

Resistivity

ResD( LLD)

0.2 2000OHMM

ResM(LLS)

0.2 2000OHMM

ResS(MSFL)

0.2 2000OHMM

HDRS(N/A)

0.2 2000

HMRS(N/A)

0.2 2000

Porosity

PHIN(NPHI)

0.45 -0.15

RHOB

1.9 2.9G/C3

DT

140 40US/F

PEF

0 10--- -

6050

6100

6150

6200

6250

6300

Correlation

GR

0 200API

SP

- 100 50MV

GR

200 0API

Lt. Blue

Yellow

Depth

TVD

Resistivity

ResD( ILD)

.2 2000ohm.

ResM(N/A)

.2 2000

ResS(SN)

2 2000OHMM

HDRS( N/A )

.2 2000

HMRS( N/A )

.2 2000

Porosity

PHIN(N/A)

0.45 -0.15

RHOB

1.9 2.9G/C3

DT

140 40US/F

PEF( N/A )

0 10

5950

6000

6050

6100

6150

6200

6250

6300

IP Test 4, Oil: 44.0

Cor relation

GR

0 200API

SP

-100 50MV

GR

200 0API

Lt. Blue

Yellow

Depth

TVD

Resistivity

ResD(ILD)

0.2 2000ohm.

ResM( LLS)

0.2 2000ohm.

ResS(SFL)

0.2 2000ohm.

HDRS(N/A )

0.2 2000

HMRS(N/A )

0.2 2000

Por osity

PHIN(NPHI)

0.45 - 0.15V/V

RHOB

1.9 2.9g/cm

DT

140 40us/f

PEF(N/A )

0 10

6000

6050

6100

6150

6200

6250

6300

Cor relation

GR

0 200API

SP

-100 50mV

GR

200 0API

Lt. Blue

Yellow

Depth

TVD

Resistivity

ResD(ILD)

0.2 2000ohm.m

ResM( LLS)

0.2 2000ohm.m

ResS(SFL)

0.2 2000ohm.m

HDRS(N/A )

0.2 2000

HMRS(N/A )

0.2 2000

Por osity

PHIN(NPHI)

0.45 - 0.15V/V

RHOB

1.9 2.9g/cm3

DT

140 40us/f t

PEF(N/A )

0 10

5900

5950

6000

6050

6100

6150

6200

6250

6300

Corr elation

GR(N/A )

0 200

SP( N/A)

-100 50

GR(N/A )

200 0

Lt. Blue

Yellow

Depth

TVD

Resistivity

ResD(N/A)

.2 2000

ResM(N/A)

.2 2000

ResS(N/A)

.2 2000

HDRS( N/A )

.2 2000

HMRS( N/A )

.2 2000

Porosity

PHIN(N/A)

0.45 -0.15

RHOB(RB)

1.9 2.9dega

DT( N/A )

140 40

PEF( N/A )

0 10

6000

6050

6100

6150

6200

6250

6300

Corr elation

GR

0 200gAPI

SP

-100 50mV

GR

200 0gAPI

Lt. B lue

Yellow

Depth

TVD

Resistivity

ResD(ILD)

0.2 2000ohm.

ResM( LLS)

0.2 2000ohm.

ResS(SN)

0 2 2000ohm

HDRS(N/A )

0.2 2000

HMRS(N/A )

0.2 2000

Por osity

PHIN(NPHI)

0.45 -0.150.01

RHOB

1.9 2.9g/cm

DT

140 40us/f

PEF(N/A )

0 10

6150

6200

6250

6300 IP Test 10

Cor relation

GR

0 200API

SP

-100 50MV

GR

200 0API

Lt. B lue

Yellow

Depth

TVD

Resistivity

ResD(LLD)

0.2 2000OHMM

ResM( LLS)

0.2 2000OHMM

ResS(MSFL)

0.2 2000OHMM

HDRS(N/A )

0.2 2000

HMRS(N/A )

0.2 2000

Por osity

PHIN(NPHI)

0.45 - 0.15V/V

RHOB

1.9 2.9GM/CC

DT(N/A )

140 40

PEF

0 10

6050

6100

6150

6200

6250

6300

Cor relation

GR

0 200API

SP

-100 50mV

GR

200 0API

Lt. Blue

Yellow

Depth

TVD

Resistivity

ResD( HLLD)

0.2 2000ohm.m

ResM( HLLS)

0.2 2000ohm.m

ResS(RXOZ )

0.2 2000ohm.m

HDRS(N/A)

0.2 2000

HMRS(N/A)

0.2 2000

Porosity

PHIN(NPHI)

0.45 -0.15v/v decimal

RHOB(RHOZ)

1.9 2.9g/cm3

DT(N/A)

140 40

PEF(N/A)

0 10

6300

Correlation

GR

0 200gAPI

SP

- 100 50

Depth

TVD

Resistivity

ResD(HLLD)

.2 2000ohm.

ResM(HLLS)

.2 2000ohm.

Porosity

PHIN( TNPH)

0.45 -0.15ft3/

RHOB(RHOZ)

1.9 2.9g/cm

Cor relation

GR

0 200API

SP

-100 50MV

GR

200 0API

Lt. Blue

Depth

TVD

Resistivity

ResD(ILD)

0.2 2000ohm.

ResM(LLS)

0.2 2000ohm.

ResS( SN)

0 2 2000ohm

HDRS(N/A)

0.2 2000

Porosity

PHIN(N/A )

0.45 -0.15

RHOB

1.9 2.9g/cm

DT

140 40

PEF(N/A)

0 10MiradorM ir a d o r

M ir a d o r

M ir a d o r

M ir a d o r

M ir a d o r

M ir a d o r

M ir a d o r

M ir a d o rI n c o n f o r m id a d E o c e n o

I n c o n f o r m id a d E o c e n o





G u a d a lu p e

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a-5000 - 5000

UNEXPLOTED RESERVES < 10 GRADES API MIRADOR FORMATION

S N

S. MARTIN 2 C-9 C- 1 C-5 C-3 C- 10 C-2 C-12 C-24 CN -4 CASTILLA N 2 CN 16

SW NERESERVAS NO EXPLORADAS < 10º APIFORMACION MIRADOR

TD=6878

TD=7100

TD=7347

TD=7034TD=6932

TD=7130

TD=7360TD=7459

TD=7500

TD=7967TD=7850

TD=8440

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

IP Test 1

IP Test 2, W tr: 144.0

IP Test 3, W tr: 400.0

6350

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

6900

6950

7000

7050

7100

IP Test 1

6350

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

6900

6950

7000

7050

7100

7150

7200

7250

7300

IP Test 1

IP Test 2

6300

6350

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

6900

6950

7000

IP Test 1

6300

6350

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

6900

IP Test 1

6350

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

6900

6950

7000

7050

7100

IP Test 1

IP Test 2

6350

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

6900

6950

7000

7050

7100

7150

7200

7250

7300

7350

IP Test 1

IP Test 2

IP Test 3

IP Test 4

IP Test 5

IP Test 7

IP Test 8

IP Test 9

6350

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

6900

6950

7000

7050

7100

7150

7200

7250

7300

7350

7400

7450

IP Test 1

6350

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

6900

6950

7000

7050

7100

7150

7200

7250

7300

7350

7400

7450

7500

GR

200 0gA PI

Lt. Blue

Y ellow

ResS(RXOZ)

.2 2000ohm.

HDRS(N /A)

.2 2000

HMRS( N/A )

.2 2000

DT( N/A)

140 40

PEF(N /A)

0 10

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

6900

6950

7000

7050

7100

7150

7200

7250

7300

7350

7400

7450

7500

7550

7600

7650

7700

7750

7800

7850

7900

7950

Y ellow

HMRS(N /A)

0.2 2000

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

6750

6800

6850

6900

6950

7000

7050

7100

7150

7200

7250

7300

7350

7400

7450

7500

7550

7600

7650

7700

7750

7800

7850

6700

6800

6900

7000

7100

7200

7300

7400

7500

7600

7700

7800

7900

8000

8100

8200

8300

8400

Mirador

Mirador

M ir a d o r

M ir a d o r

M ir a d o r

M ir a d o r

Inconformidad Eoceno

Inconformidad Eoceno







Guadalupe

G u a d a lu p e

G u a d a lu p e

G u a d a lu p e

G u a d a lu p e

Gacheta

Gacheta

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a

Une

Une

Un e

U n e

Un e

Un e

Un e

Un e

Un e

Un e

U n e

U n e

U n e

U n e

P a le o z o ic o

P a le o z o ic o

P a le o z o ic o

P a le o z o ic o

-5500 - 5500

-6000 - 6000

-6500 - 6500

-7000 - 7000

UNE & GACHETAACUMULATION

C A S T I L L A F I E L D C A S T I L L A N O R T E F I E L D

CUMMULATIVE PLUSS PROVED DEVELOPED RESERVES 258 MMBO

Mirador

RESERVAS PROBADAS DESARROLLAS MAS ACUMULADAS 257 MMBO

C A M P O C A S T I L L A C A S T I L L A N O R T E

ACUMULACION UNE Y GACHETA

POSTER 8.1

::: CAMPO CHICHIMENE (8.7-20º API) :::

CHICHIMENE

N

MAPA ESTRUCTURAL REGIONAL - TOPE DE UNE (TVDSS)C.I. 250’


CAMPO CHICHIMENE

0 40 Km.20

Reseña: El pozo Chichimene – 1 fue perforado por Chevron en 1969 hasta una profundidad de 9300pies. El pozo Chichimene – 1 probo crudo pesado en las formaciones Mirador (Guadalupe para ésteestudio) (9.6˚API) y Guadalupe (16˚API). Chichimene – 3 probo crudo pesado en las formaciones C8(9.6˚API) y Mirador (Guadalupe para este estudio) (8.7APIº). La producción del campo proviene delas formaciones Gacheta y Une con crudo de 20˚API. El campo tiene unas dimensiones de 13 x 3.5km.

Geología: Estructuralmente Chichimene corresponde a un anticlinal alargado con dirección N60E de6km de longitud y 2.5 de ancho, su flanco oriental se encuentra fallado.

Producción: El campo Chichimene empezó a producir en 1985 con una producción constante de500 barriles/día hasta mediados de 1989. la producción se incremento a 2000 barriles/día amediados de 1989. Se incremento nuevamente a mediados de 1994 a 10500 barriles/día. En 1998llego a 12000 barriles. La producción declino y a mediados de 2003 llego a 5000 barriles/día. En2004 – 2005 la producción incremento, debido posiblemente a la perforación de nuevos pozos y/oreacondicionamientos. A Diciembre de 2005 la producción fue de 5257 barriles/día con un corte deagua de 89%. El mecanismo de producción en Une y Gacheta es empuje activo de agua.

CHICHIMENE-5Prueba Jun-Jul-96 (une)

19.5º API a 60ºF

2248 BOPD

65% BS&W

1.22% S

MIR

AD

OR

C8

Reservas: Para las formaciones Gacheta y Une se estiman unas reservas remanentes de 7.190KBls y para Mirador (Guadalupe para este estudio) (cifras oficiales de Ecopetrol), reservas totales(probadas desarrolladas, probables y posibles) de 235.970 KBls.


O/W-7052’

CHICHIMENE-20Prueba (Une-Gacheta)

18.7º API a 60ºF

1803 BOPD

32% BS&W

GA

CH

ETA

GU

AD

ALU

PE

M

LINEAS SISMICAS CH-1990-04 Y CH-1990-01

SENE

CARBONERA

C3

C5

C7

MIRADORCRETACEO

UNE

PALEOZOICO

SW

CARBONERA

NW

C5

C3

MIRADOR

PALEOZOICO

C7

UNECRETACEO

PERPENDICULAR A LA ESTRUCTURA

EN EL RUMBO DE LA ESTRUCTURA

RESERVAS PROVADAS DESARROLLADAS REMANENTESAPI FORMA 9


CAMPO CHICHIMENEHISTORIA Y PRONOSTICO DE PRODUCCION DE PETROLEO

100

1,000

10,000

100,000

ene-

85

ene-

86

ene-

87

ene-

88

ene-

89

ene-

90

ene-

91

ene-

92

ene-

93

ene-

94

ene-

95

ene-

96

ene-

97

ene-

98

ene-

99

ene-

00

ene-

01

ene-

02

ene-

03

ene-

04

ene-

05

ene-

06

ene-

07

ene-

08

ene-

09

ene-

10

ene-

11

ene-

12

ene-

13

ene-

14

ene-

15

ene-

16

TIEMPO

BOPD

RESERVAS REMANENTES: 7,190 KBLSDECLINACION EXPONENCIAL: 21.5 %

O/W-7050’

UN

E

BASAMENTOBASAMENTO

NO RTH - SO UTH CRO SS SECTI O N CHI CHI M ENE FI ELD

Equal l y Spaced Logs 5"Ver t i cal Scal e 1" = 100'

CHE VRONCHICHIMENE SW -1 ChSw1

5.3 km

CHEV RONCHICHIMENE-15 Ch15

0.6 km

CHE VRONCHICHIMENE -7 Ch7

0.6 km

CHEV RONCHICHIMENE-11 Ch11

0.2 km

CHE VRONCHICHIMENE-17 Ch17

0.7 km

CHEV RONCHICHIME NE-5 Ch5

1.0 km

ECOPETROLCHICHIMENE -20 Ch20

Co rre lat ion

G R

0 2 00GAPI

Yello w

L t. Blue

T rac k4

GR

20 0 0GAPI

Yello w

L t. Blue

De pth

TVDRes istivity

Re sD (LL D)

1 2 00 0OHMM

Re sM (LL S)

1 2 00 0OHMM

Re sS(MSF L)

1 2 00 0OHMM

L LD

1 2 00 0OHMM

L LS

1 2 00 0OHMM

F luid s

POR W

0.4 0DECI

PORF

0.4 0DECI

Wa ter

Oi l

EPOR

0.4 0DECI

PMAX(N/A)

0.4 00 0.0 00

PAVE( N/A)

0.4 0

Black

7000

Cor rel atio n

GR

0 20API

Ye llow

L t. Blue

Tr ack4

GR

2 00 0API

Ye llow

Lt. Blu e

Dep th

T VDRe sis tivity

Re sD( LL D)

1 20 00O HMM

Re sM( LL S)

1 20 00O HMM

R es S( MSFL )

1 20 00O HMM

LL D

1 20 00O HMM

LL S

1 20 00O HMM

Flu ids

PORW

0 .4 0D EC I

PO RF

0 .4 0D EC I

Wate r

Oil

EPOR

0 .4 0D EC I

PMAX( N/A)

0 .40 0 0 .00 0

PAVE(N /A)

0 .4 0

Bla ck

7000

Co rr ela tion

GR

0 2 00API

Yello w

Lt. Blu e

T ra ck4

G R

20 0 0API

Yello w

L t. Blue

De pth

TVDRes ist ivity

R es D(L LD)

1 2 00 0OHM M

R es M(L LS)

1 2 00 0OHM M

Re sS(M SF L)

1 2 00 0OHM M

L LD

1 2 00 0OHM M

L LS

1 2 00 0OHM M

F luid s

PO RW

0.4 0DECI

PORF

0.4 0DECI

Wa ter

O il

EPOR

0.4 0DECI

PMAX(N /A)

0.4 00 0.0 00

PAVE(N/A)

0.4 0

Black

7000

Cor rel atio n

GR

0 20API

Ye llow

L t. Blue

Tr ack4

GR

2 00 0API

Ye llow

Lt. Blu e

Dep th

T VDRe sis tivity

Re sD( LL D)

1 20 00O HMM

Re sM( LL S)

1 20 00O HMM

R es S( MSFL )

1 20 00O HMM

LL D

1 20 00O HMM

LL S

1 20 00O HMM

Flu ids

PORW

0 .4 0D EC I

PO RF

0 .4 0D EC I

Wate r

Oil

EPOR

0 .4 0D EC I

PMAX( N/A)

0 .40 0 0 .00 0

PAVE(N /A)

0 .4 0

Bla ck

7000

Co rr ela tion

G R

0 2 00API

Yello w

Lt. Blu e

T ra ck4

G R

20 0 0API

Yello w

L t. Blue

De pth

TVDRes isti vity

Re sD( AHT 90 )

1 2 00 0OHMM

Re sM( AHT 30 )

1 2 00 0OHMM

Re sS(MSF L)

1 2 00 0

L LD (N/A)

1 2 00 0

LL S(N/A)

1 2 00 0

F luid s

POR W

0.4 0DECI

PORF

0.4 0DECI

Wa ter

O il

EPOR

0.4 0DECI

PMAX(N/ A)

0.4 00 0.0 00

PAVE(N/A)

0.4 0

Black

7000

Cor re latio n

GR

0 20GAPI

Ye llow

L t. Blue

Tr ack4

GR

2 00 0G API

Ye llow

Lt . Bl ue

Dep th

T VDRe sis tivity

Re sD( LL D)

1 20 00O HMM

Re sM( LL S)

1 20 00O HMM

R es S( MSFL )

1 20 00O HMM

LL D

1 20 00O HMM

LL S

1 20 00O HMM

Flu ids

PORW

0 .4 0D EC I

PORF

0 .4 0D EC I

Wat er

Oil

EPO R

0 .4 0D EC I

PMAX( N/A)

0 .40 0 0 .00 0

PAVE(N /A)

0 .4 0

Bla ck

7000

Co rr ela tion

GR

0 2 00API

Yello w

Lt. Blu e

T ra ck4

G R

2 00 0API

Yello w

Lt. Blu e

De pth

TVDRe sis tivit y

Res D(H LL D)

1 2 00 0o hm .

Re sM( HLL S)

1 2 00 0o hm .

Re sS(R XOZ )

1 2 00 0o hm .

LLD (N/A)

1 2 00 0

LL S(N/A)

1 2 00 0

F luid s

PO RW

0.4 0DECI

PORF

0.4 0DECI

Wate r

O il

EPOR

0.4 0DECI

PMAX(N /A)

0.4 00 0.0 00

PAVE(N/A)

0.4 0

Black

-5500 -5500

SN

MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE UNE Y GUADALUPE (TVDSS)

Fm. UNE C.I. 50’

Fm. GUADALUPE C.I. 25’

SECCIÓN TRANSVERSAL

TD=8997

TD=8790 TD=8800TD=8800

TD=8961

TD=8820TD=8760

7500

8000

8500

IP Tes t 1

IP Tes t 2

IP Tes t 3

7500

8000

8500

7500

8000

8500IP Te st 1

7500

8000

8500

7500

8000

8500

7500

8000

8500

IP Test 1

7000

7500

8000

8500

IP Te st 1

IP Te st 10

IP Te st 11

IP Te st 2

IP Te st 3

IP Te st 4

IP Te st 5

IP Te st 6

IP Te st 7

IP Te st 8

IP Te st 9

MiradorMir ador

Mir ador Mir ador Mir ador Mir ador

M ir a d o r M ir a d o r

M ir a d o r

M ir a d o r M ir a d o r

M ir a d o r

M ir a d o r

Inco nfor midad Eo ceno Inco nfor midad Eo ceno Inco nfor midad Eo ceno Inco nfor midad Eo ceno Inco nfor midad Eo ceno Inco nfor midad Eo ceno



I n c o n f o r m id a d E o c e n oI n c o n f o r m id a d E o c e n o




Gua dalup eGua dalup e

Gua dalup e Gua dalup e Gua dalup e Gua dalup e

G u a d a lu p e

G u a d a lu p e

G u a d a lu p eG u a d a lu p e

G u a d a lu p e

G u a d a lu p e

G u a d a lu p e

Gach eta Gach etaGach eta Gach eta

Gach eta Gach etaG a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a

G a c h e t a G a c h e t a

Une Une

Une UneUne Une

U n e

U n e

U n e

U n e

U n e

U n e

U n e

-6000 -6000

-6500 -6500

-7000 -7000

CH- 5O / W cont act at - 7038

Chev r on, 1993 - I nf or m e Final Poz o Ch- 5.

O / W cont ac t at - 7022'O x idized zone below t his dept h wit h r esidual oil

Pos sible ir r egular cont ac tI P: 8392- 8520' ( com plet ed int er val)

Chevr on, 1993 - I nf or m e Final Pozo Ch- 7

CH- 11O / W c ont act at - 7058'

Chevr on, 1993 - I nf or m e Final Pozo Ch- 11.DST- 1: 8460- 496' - 60 Bbls, 13. 5 API at 60 degr ees F

DST- 2: 7586- 606'- 21. 5 Bbls , 9 degr ees FChevr on, 1990 - I nf or m e Final Ch Sw- 1

UNE O / W at - 6980

Ch- 20Possible O / W cont act at - 7100

Dept h uncer t aint y ( Com posit e log dept hs dif f er - 79'- f r om well deviat ion dat a)Chevr on, 1993 - I nf or m e Final Pozo Ch- 5.

Com plet ion: 8089- 9450': 1503- 2127 BO PD, 605- 862 BWP

( Ch- 8 f ound O / W at - 7081')

Ch SW- 1: O / W at- 6040 ( G uadalupe)

Heav y oil accum ulat ion in t he M ir ador appear s t o be cont r olled by lit hology. As sandt hick ness decr eases f r om Chichim ene t o Chichim ene SW,t he oil sat ur at ion also decr eases in t he sam e dir ec t ion – appar ent ly no heav y oil ( 9 degr ees API ) is pr es ent in Ch SW.

O/WO/WOILOIL

POSTER 8.2

::: AREA EL MIEDO (19 2º API) :::::: AREA EL MIEDO (19.2º API) :::

EL MIEDO

N

MAPA ESTRUCTURAL REGIONAL - TOPE DE C3 (TVDSS)C.I. 250’


CAMPO EL MIEDOOccidental descubrió esta manifestación de aceite en 1981 durante su campaña de perforación regional en losllanos orientales.

0 40 Km.20

S A R+AST

EL MIEDO19.7 (90 F) 22.4(60 F) 0.5 32 4 8 46.9 31.9 21.2 1.47 1.2

K d SARA S d A A i R ASP R i A h l

FIELD SAT/ASP Pr/Pt

Source: Ecopetrol - ICP, 2003, Evaluacion de crudos en las Cuencas Llanos Orientales, VSM yVMM. Caracterizacion Geoquimica e implicaciones exploratorias.

SARAAPI S% V(ppm) Ni(ppm) V/Ni

DATOS GEOQUIMICOS

Pozo RTE (Pies) TD (Pies) FECHA COMPANIA RESULTADO

El M-1 330 2402 Oct 81 Occidental Petróleo por achicamiento y en tubería de perforación – 1248’, 19.2 API, agua 500 ppm Cl

El M-2 322 3206 Nov 81 Occidental Seco

La mayoría de los pozos El Miedo fueron perforados en el año 1981, y El Miedo -1 y El Miedo -4 produjeron aceitede 19.6 y 19.2º API respectivamente. Por medio de achicamiento (swabbing) y bombeo mecánico. Los dos pozosprodujeron petróleo con ratas decrecientes desde 143 a 36 BOPD y una saturación de agua del 15%.

En 1988 occidental reevaluó el área e interpreto una trampa estratigráfica en sedimentos fluviales con posiblefallamiento. El mismo año, programo el pozo El Miedo-5, el cual se interpreto estaba en la zona de mayor espesorde arenas petrolíferas. Desafortunadamente, este pozo fue seco.

En esta interpretación se uso para el cálculo de áreas la interpretación de occidental modificada para ajustarla a losresultados del Miedo-5 como valor máximo de área petrolífera. Como valor mínimo se uso el área que podríandrenar los pozos del Miedo-1 y El Miedo-4, asumiendo 80 acres por pozo.

Hasta el presente no se ha reportado ninguna producción comercial de esta manifestación de crudo pesado.

Key words: SARA. S=saturated, A=Aromatics, R+ASP= Resines + Asphaltenes. Pr/Pt = Pristane / Phitane

SECCION TRANSVERSAL

El M-3 329 2448 Nov 81 Occidental Seco sin manifestaciones de petróleo

El M-4 324 2538 Dic 81 Occidental Bombeo: 2438-48’ 317 Bbls. Rata decreciente 143 a 36 BOPD, BS&W 15%

El M-5 333 2871 Abr 88 Petrolera del Rió Seco

St Ro 12 316 3091 Feb 81 Occidental Manifestaciones de petróleo de 14 grados API

ST RO-12

8’: 14 API a 63 grados FMAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE C3 (TVDSS)C.I. 10’

Seca

Prueba de Producción2,438-2,448’Bombeo Mecánico317 barriles en 9 díasRata de 143 a 36 BOPD19.2 APISuspendido desde Ene 82

EL MIEDO-4

PROGNOSIS EL MIEDO-5 - OCCIDENTAL DE COLOMBIA, MARZO DE 1988

NW SE

LEON

CARBONERAC3C

EL MIEDO-5

EL MIEDO-5

LINEA SISMICA RO-1981-60.2 (Perpendicular a la estructura)

Seca

Tapón de cemento

El Miedo 1

C1

–Ar

enis

cas

y lo

dolit

as

ntin

enta

l -M

ioce

no In

ferio

r

Occidental Oct 1981Casing de 7”a 2,389’TD 2,402’Prueba en Hueco abierto• 2,391 – 2,399’• Achicamiento

• 71-53 BFD • Oil 80 a 1% 19 6 API

León

EL MIEDO-1

C5C7

BASAMENTO

C2

–Lo

dolit

a

Mar

ina

Mio

ceno

Infe

rior

C3 Deltaico

CC

o • Oil 80 a 1%, 19.6 API• Agua 99-20%, 550 ppm Cl.

• Recobro de la Tuberia• 1,248’ petróleo, 19.2 API• Lodo + Arena 317’• Presión cierre a 2,398’

= 1,032.7 a 1046.2 psi• K 2040 md (SWC)Suspendido Dic 81

POSTER 8.3

::: CAMPO ENTRERRIOS (16.8º API) :::( )

ENTRERRIOS

N

MAPA ESTRUCTURAL REGIONAL - TOPE DE MIRADOR (TVDSS)C.I. 250’


CAMPO ENTRERRIOSReseña: El pozo Entrerrios – 1 fue perforado por Ecopetrol entre abril y mayo de 1984. Alcanzo unaprofundidad de 10761 pies. Probo crudo pesado en las formaciones Mirador (16.80˚API), Guadalupe(17˚API) y Une (17 20˚API) La unidad productora del campo son las areniscas inferiores del Mirador; ENTRERRIOS-1

0 20 Km.10

C7

C6

(17 API) y Une (17.20 API). La unidad productora del campo son las areniscas inferiores del Mirador;entre 8982 y 8990 pies. De acuerdo a las formas del ministerio el pozo Entrerrios -2 presenta crudopesado de 14.5º en la unidad Une, su producción es de 454 BOPD, 2157 BWPD y 82.6 % BS%W.

Geología: Estructuralmente el campo Entrerrios es un anticlinal de rumbo 45º NE, truncado en su parteoriental por una falla normal buzando hacia el SE.

Producción: En Abril de 2004 se inicio la producción con 850 barriles/día. Febrero de 2005 declino a300 barriles. Incremento en Junio de 2005 a 750 barriles/día. Para Diciembre de 2005 la tasa deproducción fue de 683 barriles/día con un corte de agua de 97%. La producción acumulada a Diciembrede 2005 es de 229626 barriles para Mirador y de 113882 barriles para Une. El mecanismo de producciónes por empuje activo de agua.

Reservas: Durante una simulación realizada por Ecopetrol se estimo un volumen de petróleo original enyacimiento de 4.1 millones de barriles. Se estimo una reserva probada remanente de 235 KBls hastaDiciembre de 2008 cuando se alcanzara la tasa limite económica de 50 barriles de petróleo por día.

OWC

-8445`

• ENTRERRIOS-1 (MIRADOR)

• Prueba: 8990`- 8982`

• 181.4 BOPD 16.8º

• Producción Dic 31 05

Acumulada 229,626 BO

229 BOPD

3,426 BWPD

93.7% BS%W

ENTRERRIOS-1

GU

AD

ALU

PE

MIR

AD

OR

C8

PRUEBAS•Gacheta

9556`- 9552`

31 5 BWPD

ENTRERRIOS-1

CAMPO ENTRERIOSHISTORIA Y PRONOSTICO DE PRODUCCION DE PETROLEO

HISTORIA DE PRODUCCIÓN


HISTORIA DE PRODUCCION A DICIEMBRE 2005

API FORMA 9

UN

EG

AC

HE

TA

31.5 BWPD

300 ppm NaCl

• Une – No Producción

9718`-9724`

24BO 14.5º

15.5 BWPD

• ENTRERRIOS 2 (UNE)• Producción Dic 31 05

Acumulada 113,882 BO

454 BOPD

2,157 BWPD

82.6% BS%WMAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE MIRADOR (TVDSS)

10

100

1,000

1-en

e-04

1-en

e-05

1-en

e-06

1-en

e-07

1-en

e-08

1-en

e-09

1-en

e-10

TIEMPO

BO

PD

RESERVAS REMANENTES: 235 KBLSDECLINACION EXPONENCIAL: 62.8 %


PALE

OZO

ICO

ENTRERRIOS-1NW SE

LEON

CARBONERA

C3C5

LINEA SISMICA M-1983-1220(Perpendicular a la estructura)AREA ECOPETROL

C.I. 50’

C5C7

MIRADORCRETACEO

UNEPALEOZOICO

BASAMENTO

Modificado de Ecopetrol, Pérez, V. E 1984 – Informe Geológico Final Pozo Entrerrios-1. Figura No. 4

POSTER 8.6

::: CAMPO LA GLORIA NORTE (16 5º API) :::::: CAMPO LA GLORIA NORTE (16.5 API) :::LOCALIZACION CARACTERISTICAS DEL CAMPO

N

RESEÑA

0

20 Km.

10

LA GLORIA NORTE - 1RESEÑA

Reseña: El pozo La Gloria Norte – 1 fue perforado por ELF en 1983 hasta una profundidad de 14350 pies. Mostrócrudo pesado en Mirador y Une (16.5˚API).

Geología: La estructura del campo corresponde a un anticlinal controlado hacia el Este por una falla antitética derumbo SN; al sur por una falla normal y al W por el contacto agua-petróleo localizado a -12194 pies.

Producción: La producción del campo se inicio en 1984 con La Gloria Norte - 1 ;en 1989 y 1990 empezaron aproducir los pozos La Gloria Norte -3 y 4 . En 1996 inicio producción el pozo La Gloria Norte – 5. El pozo La GloriaNorte – 2 fue clasificado como seco.

La producción proviene de Mirador superior e inferior. En la actualidad se reportan 4 pozos productores y 1abandonado. En Diciembre de 2005 la tasa de producción fue de 509 barriles por día con un porcentaje de aguadel 95%. El mecanismo de producción predominante es un mediano empuje de agua con expansión de fluidos.

Reservas: En 2010 se estima alcanzar el limite económico estimado de 100 barriles de petróleo/día. Las reservasprobadas a Diciembre de 2005 son de 1150KBls,según datos de Ecopetrol.

• LA GLORIA NORTE - 1

• OWC : 12876TVD / -12195 SS

• Pruebas:

• DST3: 12868-12870 TVD

• 248BOPD de 14°API, 198MSCFD

• DST4: 12822-12838 TVD

• 1960 BOPD de 17° API, 245 MSCFD

• Producción a Nov. de 2004:

• 210 BOPD de 16.2° API

• 94.9% BSW

• GAS: 397 MSCFD

MIR

AD

OR

C8

HISTORIA DE PRODUCCIÓNCAMPO LA GLORIA NORTEHISTORIA DE PRODUCCION

MAPA DE PRODUCCION ACUMULADA (Burbujas) Y DISTRIBUCION DE GRAVEDAD ÁPI (Colores)

LA GLORIA NORTE - 3

• LA GLORIA NORTE -3

• OWC : 12875TVD / -12193 SS

• Producción a Nov de 2004:

MAPA ESTRUCTURAL SECCIÓN SISMICA

• Producción a Nov. de 2004:

• 141 BOPD de 16.3° API

• 96.1% BSW

• GAS: 390 MSCFDCAMPO GLORIA NORTE

HISTORIA Y PRONOSTICO DE PRODUCCION DE PETROLEO

10

100

1,000

10,000

1-en

e-84

1-en

e-85

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1-en

e-11

TIEMPO

BO

PD

RESERVAS REMANENTES: 525 KBLSDECLINACION EXPONENCAL: 22.5 %

O / W -12193

N

Mapa Estructural en Profundidad al tope de la Fm. Mirador Línea sísmica GL-82-01_ Tomada de Reporte KELT,1995

POSTER 8.8

Fuente: KELT Colombia, 1996

2 Km.

::: CAMPO RUBIALES (11.3-14.5º API) :::( )

RUBIALES

N

MAPA ESTRUCTURAL REGIONAL - TOPE DE C7 (TVDSS)C.I. 250’


CAMPO RUBIALESReseña: El pozo Rubiales – 1 fue perforado por la compañía Intercol en 1981 y alcanzo una profundidadd 3100 i P b t ól d 13 5˚API l i b l d C b El R bi l 4

0 40 Km.20

RUBIALES-611.3 -14.5 °API (Campo)

En mayo de 2005:

38 BOPD (AVG) 12.3º API

% S% ( G)de 3100 pies. Probo petróleo de 13.5˚API en las areniscas basales de Carbonera. El pozo Rubiales – 4,operado por Tuskar, alcanzo una profundidad de 3140 pies y probo crudo pesado (14˚API) en C7. Laproducción proviene de la unidad C7 de Carbonera.

Geología: La estructura del campo Rubiales esta constituida por un monoclinal orientado regionalmenteen una dirección N50ºE. De acuerdo a los reportes bibliográficos, el entrampamiento de hidrocarburo enel campo Rubiales se da gracias a una combinación de factores estratigráficos (ríos trenzados) ehidrodinámicos (Empuje de agua fresca que genera un contacto agua-aceite inclinado 0.35° al NW). Sinembargo existen diferencias al establecer cual de los dos factores es el principal limitante de laacumulación de hidrocarburo.

Producción: La historia de producción del campo Rubiales incluye los pozos de la Asociación Pirito. Laproducción inicio en 1992. Se cerro en 1997 y comenzó de nuevo en el 2001 a una tasa promedio de1700 barriles de petróleo/día con tendencia a subir, debido a la campaña de perforación de nuevospozos. A Diciembre de 2005 la producción del campo fue de 8420 barriles/día con un corte de agua del80% al 87%. La producción inicial por pozo esta en un rango de 250 a 300 barriles/día con un porcentajede agua de 30%. El mecanismo de producción es empuje hidrodinámico de agua.

Reservas: Se calcularon unas reservas probadas remanentes de 5.155 KBls hasta Diciembre de 2010,

96.8 % BS%W (AVG)

OWC-1964’

RUBIALES-26• Producción Enero 2006

fecha en la cual se alcanzara el limite económico para el campo de 400 barriles/día. 126.8 BOPD

802.1 BWPD

86.1% BS%W

OWC-2215’


API FORMA 9

RUBIALES-6NW SE

LEON

CARBONERA

C3C5C7

PALEOZOICO

BASAMENTO

LINEA SISMICA TRP-1991-02


CAMPO RUBIALESHISTORIA Y PRONOSTICO DE PRODUCCION DE PETROLEO

1

100

10,000

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1-ju

l-10

1-en

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TIEMPO

BO

PD

RESERVAS REMANENTES: 5.155 KBLSDECLINACION EXPONENCIAL: 42.5 %


MAPA ESPESOR POROSO CON HIDROCARBURO, MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE C7 Y MAPA POTENCIOMÉTRICO

MAPA ESPESOR POROSO CON HIDROCARBURO C.I. 0.5’

MAPA ESTRUCTURALAL TOPE DE C7 C.I. 20’ NW R-4 5.3 km R-28 9.3 km R-34 5.6 Km R-9 SE

Flujo Hidrodinámico

SECCION TRANSVERSAL

MAPA ESTRUCTURAL-POTENCIOMÉTRICO AL TOPE DE C7 C.I.

5’

Profundidad en PiesHorizontal en Km.

V/H = 48

Área Probada = 13,900 Acres

Area Máxima ~82,000 acres

Sección Registros

Contacto Petróleo / Agua InclinadoAprox. 4.5 a 6.7 m/km

0.3 a 0.4 grados

10 Km.

N

POSTER 8.5

::: CAMPO SANTIAGO ESTE (20º API) :::::: CAMPO SANTIAGO ESTE (20 API) :::

SANTIAGO

NLOCALIZACION DE CAMPOS SANTIAGOS

SANTIAGOS

N

Santiago Norte 18.8 a 20.1 APIBSW 96-99%6 pozos

20053447 BOPD

47 5 MMBO

CARACTERISTICAS DEL CAMPO

RESEÑA

0 20 Km.10

0 20 Km.10

Santiago Este 20.2 a 21.1 APIBSW 97-99%3 Pozos

Santiago Sur20.8 a 28.8 APIBSW 96-99%6 Pozos

Juncal24 -28 APIBSW 98-99%2 Pozos

Santiago Central 20.8 a 21.1 APIBSW 93-98%2 Pozos

47.5 MMBOProducción Acumulada

(Incluye Juncal & Palmar)

Petrobras

1 Km.

SANTIAGO ESTE - 2S

Reseña: La perforación de Santiago Este – 1(Pozo descubridor) fue realizada por Lasmo en 1988. Este llego a unaprofundidad de 10220 pies y probó 1396 BOPD de 21.9°API en la Formación Mirador. El pozo Santiago Este – 2llego a una profundidad de 10.150 pies con O/W a -8.760. Actualmente hay tres pozos perforados y el campo esoperado por Petrobras.

Geología: La estructura esta conformada por un anticlinal de dirección NE En su flanco oriental tiene una falla conpendiente SE. El paleoambiente de deposito es fluvial de canales meandriformes.

Producción: A Diciembre de 2005 la producción total del área Santiago fue de 3855 barriles diarios de petróleo conun 98% de agua. Se identificaron los campos Santiago Norte, Santiago Este y El Palmar como productores decrudo pesado. El campo Santiago Este cuenta con tres pozos productores, los cuales tienen una producciónacumulada de 6,275 MMBO de 20.4° API y corte de agua de 98%, la tasa promedio de producción por pozo es de280 BOPD.

Reservas: Las reservas probadas desarrolladas son de 0.159 MMBO.OWC

• SANTIAGO ESTE -2

• OWC : 9337TVD / -8760 SS

• Producción a Junio de 2004:

• 571 BOPD de 20.4° API

• BWPD: 12000

• 95.46% BSW

HISTORIA DE PRODUCCIÓNCAMPOS SANTIAGOS (Santigo Norte, Central, Sur, Este y Juncal))

HISTORIA DE PRODUCCIONMAPA DE PRODUCCION ACUMULADA (Burbujas) Y

DISTRIBUCION DE GRAVEDAD ÁPI (Colores)SANTIAGO ESTE - 1


• OWC : 9349TVD / -8768 SS

• Pruebas:

C8

MAPA ESTRUCTURAL

CAMPO SANTIAGO ESTEHISTORIA DE PRODUCCION CAMPO SANTIAGO ESTE

HISTORIA DE PRODUCCION DE PETROLEODICIEMBRE 2005

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

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1,300

1,400

1,500

1,600

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1-ju

l-04

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TIEMPO

BO

PD

FORMACION: MIRADOR ºAPI: 20.4 º

SECCIÓN SISMICA

• DST1: 9342-9349 TVD

• Prueba no exitosa

• DST2: 9283-9307 TVD

• 1396 BOPD de 21.9° API

MIR

AD

OR

OWC

N N

Santiago-1 Proyección Santiago Este 3

Mapas Estructurales en Profundidad al tope de la Fm. Mirador

Área Media Campo S. N.

Área Máxima Campo S.N.

1 Km.

Source: LASMO, 1988 &LASMO, 1991. Informe de ReservasSource: EPIS.

Área Media Campo S. N.

Área Máxima Campo S.N.

1 Km.

Línea Sísmica Perpendicular al campo (UBN-1988-08)

::: CAMPO SANTIAGO NORTE (19º API) :::::: CAMPO SANTIAGO NORTE (19 API) :::LOCALIZACION DE CAMPOS SANTIAGOS CARACTERISTICAS DEL CAMPO

N

SANTIAGOSSantiago Norte 18.8 a 20.1 APIBSW 96-99%6 pozos

Santiago Central 20.8 a 21.1 APIBSW 93 98%

SANTIAGO-3RESEÑA

0 20 Km.10

Campos Área de Santiago

Seis campos operados por Petrobras Colombia Limited

Campo Pozos API

– Santiago Norte (S 3, 6,10,13,14,15) < 20

– Santiago Sur (S 1, 8, 9 4, 7, 11,12) > 20

– Santiago Este (S E 1, 2 , 3) ~ 20

– Juncal (J-1, 2) > 20

– El Palmar (P 1,2) < 20




BSW 93-98%2 Pozos

20053447 BOPD



Petrobras

SANTIAGO-3

• OWC Más probable: 9617TVD / -9013 SS

• Pruebas:

• 9565-9595 TVD

• 882 BOPD de 20.5° API


• 137 BOPD de 19.3°API

• 8814 BWPD

• 98.47% BSW

Reseña: El pozo descubridor fue Santiago 1 perforado por Elf en 1975. Este llego a una profundidad de 10,150 piesy produjo crudo pesado (17.5˚API) de la Formación Mirador. En Guadalupe también mostró crudo pesado(19.9˚API). Lasmo en 1984, perforo tres pozos de los cuales Santiago 3 y 4 fueron productores de crudo medianodel Mirador. Santiago 2 resultó seco. Santiago 3 (PT 10,540 pies) probó 882 BOPD de 20.5˚API. Santiago 4 llego auna profundidad de 10,560 pies y probó 2,765 BOPD de 29.2˚API. Posteriormente se perforó el pozo Santiago 5, elcual permitió confirmar la existencia de la depresión estructural que divide los campos Santiago Sur y Norte. El áreatiene actualmente cinco campos en producción operados por Petrobras.Reseña: La perforación de Santiago Este – 1(Pozo descubridor) fue realizada por Lasmo en 1988. Estellego a una profundidad de 10220 pies y probó 1396 BOPD de 21.9°API en la Formación Mirador. Elpozo Santiago Este – 2 llego a una profundidad de 10.150 pies con O/W a -8.760. Actualmente hay trespozos perforados y el campo es operado por Petrobras.

Geología: La estructura esta conformada por un anticlinal de dirección NE. Su flanco oriental se encuentra limitadopor una falla normal con pendiente SE y salto de 420 pies en el sur y 10 pies en el norte. El paleoambiente dedepósito de la Formación Mirador es fluvial, principalmente canales meandriformes.Geología: La estructura esta conformada por un anticlinal de dirección NE En su flanco oriental tiene unafalla con pendiente SE. El paleoambiente de deposito es fluvial de canales meandriformes.

OWC

SANTIAGO -6

p p p

Producción: La producción empezó en 1986. En el 2005, la rata promedio de producción fue 3,432 barriles diariosde petróleo con un 98% de agua. Los campos Santiago Norte y Santiago Este producen crudo pesado (< 20oAPI). AJunio de 2004, el Campo Santiago Norte presentaba una producción acumulada de petróleo de 6,72 millones debarriles, a una tasa promedio de 130 BOPD de 19,2°API con corte de agua del 97%.Producción: A Diciembre de 2005 la producción total del área Santiago fue de 3855 barriles diarios depetróleo con un 98% de agua. Se identificaron los campos Santiago Norte, Santiago Este y El Palmar comoproductores de crudo pesado. El campo Santiago Este cuenta con tres pozos productores, los cuales tienenuna producción acumulada de 6,275 MMBO de 20.4° API y corte de agua de 98%, la tasa promedio deproducción por pozo es de 280 BOPD.

Reservas: Las reservas probadas desarrolladas para el campo Santiago Norte es de 0.723 MMBO.Reservas: Las reservas probadas desarrolladas son de 0.159 MMBO.


HISTORIA DE PRODUCCION

• OWC Máximo: 9636TVD / -9058 SS

• Pruebas:

• 9662-9671 TVD

• 9673-9690 TVD

• 483 BOPD de 19° API

P d ió J i d 2004

MAPA DE PRODUCCION ACUMULADA (Burbujas) Y DISTRIBUCION DE GRAVEDAD ÁPI (Colores)

MAPA ESTRUCTURAL SECCIÓN SÍSMICA

OWCCAMPO SANTIAGO NORTE

HISTORIA DE PRODUCCION DE PETROLEODICIEMBRE 2005

0

100

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1-en

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TIEMPO

BO

PD

FORMACION: MIRADOR ºAPI: 19.2 - 24.5 º


• 126 BOPD de 19.4° API

• BWPD: 3357

• 96.38% BSW


Línea Sísmica Perpendicular al campo (UBN-1988-08)Mapa Estructural en Profundidad al tope de la Fm. Mirador

POSTER 8.7

::: CAMPOS SANTIAGOS NORTE-CENTRAL Y ESTE (19 a (21º API) :::LOCALIZACION DE CAMPOS SANTIAGOS CARACTERISTICAS DEL CAMPO

N

SANTIAGOS

0 20 Km.10

Santiago Norte 18.8 a 20.1 APIBSW 96-99%6 pozos

Santiago Central 20.8 a 21.1 APIBSW 93-98%2 Pozos

SANTIAGO-3RESEÑA

Reseña: El área tiene actualmente cinco campos en producción operados por Petrobras, de los cuales los

Campos Área de Santiago

Seis campos operados por Petrobras Colombia Limited

Campo Pozos API

– Santiago Norte (S 3, 6,10,13,14,15) < 20

– Santiago Sur (S 1, 8, 9 4, 7, 11,12) > 20

– Santiago Este (S E 1, 2 , 3) ~ 20

– Juncal (J-1, 2) > 20

– El Palmar (P 1,2) < 20




20053447 BOPD



Petrobras

• OWC Más probable: 9617TVD / -9013 SS

• Pruebas:

• 9565-9595 TVD

• 882 BOPD de 20.5° API


• 137 BOPD de 19.3°API

• 8814 BWPD

• 98.47% BSW

campos Santiago Norte-Central, Santiago Este y Palmar producen crudo <20º API. Para el campo SantiagoNorte el pozo descubridor fue Santiago 1 perforado por Elf en 1975. Este llego a una profundidad de 10,150 pies yprodujo crudo pesado (17.5˚API) de la Formación Mirador, en Guadalupe también mostró crudo pesado (19.9˚API).Para el campo Santiago Este el pozo descubridor fue Santiago Este – 1 por Lasmo en 1988. Este llego a unaprofundidad de 10220 pies y probó 1396 BOPD de 21.9°API en la Formación Mirador. Actualmente haytres pozos perforados.

Geología: Estos campos se encuentran ubicados en un tren de fallas antitéticas, de tal manera que la estructuraesta conformada por un anticlinal de dirección NE y el flanco oriental se encuentra limitado por una falla normal conpendiente al SE. El paleoambiente de depósito de la Formación Mirador es fluvial, principalmente canalesmeandriformes.

Producción: En el campo Santiago Norte-Central, la producción empezó en 1986. A Junio de 2004, el CampoSantiago Norte presentaba una producción acumulada de petróleo de 6,76 millones de barriles, a una tasapromedio de 650 BOPD de 19,2°API con corte de agua del 97%.El campo Santiago Este cuenta con tres pozos productores, los cuales tienen una producción acumulada de6,27 MMBO de 20,4° API y corte de agua de 98%, a una tasa promedio de 850 BOPD de 20,4° API con

t d d l 98%

OWC

corte de agua del 98%.

Reservas: Las reservas probadas desarrolladas para el campo Santiago Norte son de 0.723 MMBO y para elcampo Santiago Este son de 0.159 MMBO.


HISTORIA DE PRODUCCIONMAPA DE PRODUCCION ACUMULADA (Burbujas) Y

DISTRIBUCION DE GRAVEDAD ÁPI (Colores) SANTIAGO ESTE - 2


• OWC : 9337TVD / -8760 SS


CAMPO SANTIAGO NORTEHISTORIA DE PRODUCCION DE PETROLEO

DICIEMBRE 2005

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TIEMPO

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FORMACION: MIRADOR ºAPI: 19.2 - 24.5 º

CAMPO SANTIAGO ESTEHISTORIA DE PRODUCCION DE PETROLEO

DICIEMBRE 2005

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TIEMPO

BO

PD

FORMACION: MIRADOR ºAPI: 20.4 º OWC

• 571 BOPD de 20.4° API

• BWPD: 12000

• 95.46% BSW

MAPA ESTRUCTURAL SECCIÓN SÍSMICA


Línea Sísmica Perpendicular al campo (UBN-1988-08)Mapa Estructural en Profundidad al tope de la Fm. Mirador

POSTER 8.7

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CAMPO::: CAMPO - Agencia Nacional de Hidrocarburos · En Diciembre de 2005 se reporto una producción diaria de 52837 barriles con ... DECLINACION EXPONENCIAL: 15.0 % LINEAS SISMICAS