Revista Geo No 11

Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo

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Xi simposio Bolivariano de Cuencas subandinas

Petrominerales pretende perforar siete nuevos pozos en la cuenca

llanos - Colombia

Unconventional gas shales

jUNTA DIRECTIVA ACGGP 2011PresidenteIván Olaya

[email protected]

Vicepresidente Técnico Mauricio Alberto [email protected]

Vicepresidente Administrativo Francisco Almario

[email protected]

TesoreroGonzalo López

[email protected]

Secretaria Ángela Navarrete

[email protected]

EDITORA Yohaney Gómez

[email protected]

DIRECTORA ADMINISTRATIVA Cristina Martínez [email protected]

DISEñO Y PRODUCCIóN

IDEkO LTDA.Calle 85 No. 22 - 73

PBX: 482 95 95

DIAGRAMACIóNGina Acosta

William Velásquez

FOTOGRAFíABigstockphotos

CORRECCIóN DE ESTILOEnrique Castañeda R.

IMPRESIóNIntergráficas S.A.


Calle 72 No. 5 - 83 oficina 902 Tels. 2558777 / 2558966

Fax. 3454361 [email protected]

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ESConferencias técnicas Febrero - Marzo 2011

Cambios en nuestra página web

XI Simposio Bolivariano de Cuencas Subandinas

Primer torneo de Golf aCGGP

Unconventional gas shales: Pore-to-regional scale,integrated characterization workflow for unconventional gas shales

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Marzo de 2011de 2010

EDITO

RIA

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Apreciados colegas: nuestra Asociación no podía quedarse atrás de las nuevas tendencias globales y de los hobbies de nuestros asociados. Es por esto que hemos incorporado nuevas activida-des de integración siempre pensando en el beneficio de todos ustedes.

La primera acción fue incluir en nuestra página web los links a las nuevas re-des sociales twitter y facebook y una vez la inauguremos oficialmente ustedes empezarán a recibir los beneficios de estas redes.

La segunda acción es organizar el Primer Torneo de Golf ACGGP, cuyo principal objetivo es la integración de nuestros asociados. Esta primera ver-sión cuenta con 52 participantes, fueron rápidamente ocupados, lo que indi-ca que la siguiente versión debe dar cabida a un número mayor. Queremos aprovechar este espacio para agradecer al comité organizador integrado por Roberto Linares, Enrique Velásquez y Gilbert Gutiérrez, por su diligente, de-sinteresada y exitosa labor.

La tercera acción, producto del auge petrolero en Colombia, es apoyar la organización de eventos internacionales de nuestras sociedades afiliadas, como la AAPG, EAGE y SEG, las cuales han escogido a Cartagena como la sede de sus futuras conferencias internacionales. Lógicamente, prestaremos todo nuestro soporte y experiencia para el éxito de estos eventos.

Una última acción, no menos importante, es desde comenzar a preparar nuestros eventos tradicionales, en especial nuestra fiesta de fin de año. Debido al éxito obtenido en el Carmel Club el año pasado ya hemos reservado este mismo sitio para el sábado 26 de noviembre. Las orquestas seleccionadas se les darán a conocer más adelante. Desde ya agenden esta fecha en su dis-positivos móviles.

Reitero a todos y cada uno de los miembros de la Junta mi más sincero agradecimiento por su compromiso y dedicación a nuestros asociados nues-tra gratitud por el apoyo a todos los proyectos emprendidos.

Atentamente,

Preparándonos para el futuro

Iván Darío olaya lópez

presIDente 2010 -2011


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Basados en estudios recientes de las lutitas de gas de Barnett y Woodford en Texas y Oklahoma, un flujo de trabajo (workflow) de caracterización sistemática ha sido desarrollada, la cual

incorpora aspectos geológicos como el estudio de las secuencias lito-estratigráficas, geoquímica, petrofísica, geomecánica, registros de perfiles y análisis de sísmica 3D.

El flujo de trabajo abarca una variedad de técnicas de análisis en una diferentes escalas geológicas y está diseñado como una ayuda para identificar potencialmente el mejor reservorio según su origen y sello de facies para la perforación horizontal dirigida. No todas las técnicas presentadas en este documento han sido per-feccionadas, por lo que se proporcionan notas de advertencias en los casos que lo requieran (ver full Abstract).

Pore-to-regional-scale, integratedcharacterization workflow for unconventional gas shales

(Submitted to AAPG book on gas shales)Authors: Roger M. Slatt (1), Paul R. Philp (1), Neal O’Brien (2), Youna-ne Abousleiman (1), Prerna Singh (1,3), Eric V. Eslinger (4), Roderick

Unconventional gas shales:Pore-to-regional-scale,integrated characterization workflow for unconventional gas shales

PORT

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El siguiente trabajo fue presentado por el doctor Roger Slatt, de la Universidad de Oklahoma, durante su visita a la asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (aCGGP) el jueves 6 de junio de 2010 en la ciudad de Bogotá, Colombia. Dentro de los temas abordados se expuso acerca de: Caracterización Multiescala, ¿qué son las gas Shales?, Características comunes, claves para el control de la producción de gas shales, Caracterización, Fracturabilidad de las rocas (brittleness), Porosidad y análisis estratigráfico.

Lunes, 4 de octubre de 2010 13:59. Roger M. Slatt (1), Paul R. Philp(1), Neal O’Brien (2), Younane Abousleiman(1), Prerna Singh (1,3), Eric V. Eslinger (4), Roderick Pérez (1), Romi-na Portas (1,5), Elizabeth T. Baruch (5), Kurt J. Marfurt (1) and Steven Madrid-Arroyo (1)

Source: OilProduction.net

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Marzo de 2011

Pérez (1), Romina Portas (1,5), Elizabeth T. Baruch (5), Kurt J. Marfurt (1) and Steven Madrid-Arroyo (1)1. Conoco-Phillips School of Geology and Geophyscs, University of

Oklahoma2. Department of Geology, State University of New York, Potsdam3. Current Address: Chevron-Texaco Inc.4. Eric Geoscience Inc. and The College of St. Rose, Albany, New York5. Current address: Conoco-Phillips, Inc.

Full Abstract

Based upon recent studies of Barnett and Woodford gas shales in Texas and Oklahoma, a systematic characterization workflow has been deve-loped which incorporates litho- and sequence-stratigraphy, geochemis-try, petrophysics, geomechanics, well log, and 3D seismic analysis. The workflow encompasses a variety of analytical techniques at a variety of geologic scales. It is designed as an aid to identifying the potentially best reservoir, source, and seal facies for targeted horizontal drilling.

Figure 1Flow chart for integrated characterization of un-conventional gas shales.


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Not all of the techniques discussed in this paper have yet been perfected, and cautionary notes are provided where appropriate.Rock characterization includes: (1) lithofacies identification from core based upon fa-bric, mineralogic (and chemical if possible) analyses; (3) scanning electron microscopy to identify nano- and micro-fabric, potential gas migration pathways, and porosity types/distribution; (4) determination of lithofacies stacking patterns; (5) geochemical analysis for source rock potential and for paleoenvironmental indicators; (6) geomechanical proper-ties for determining fracture potential of lithofacies.

Figure 2Nine lithofacies defined by singh (2008). each lithofa-cies lists the name, the ave-rage mineral compositionand illustrates the core and thin section characteristics. Numerical coding for figure 4 is: lithofacies 1 is atthe top left (siliceous, non calcareous mudstone) and lithofacies 9 is at upper right (fossiliferous deposits).Also shown is the lithofacies distribution in a cored well.

Well log characterization includes: (1) core-to-log calibration which is particularly critical with these finely laminated rocks; (2) calibration of lithofacies and lithofacies stacking patterns to well log motifs (referred to as ‘gamma ray patterns’ or GRP’s in this paper); (3) identification and regional to local mapping of lithofacies and GRP’s from uncored vertical wells; (4) relating lithofacies to petrophysical, geochemical and geomechanical.properties and mapping these properties.

3D seismic characterization includes: (1) structural and stratigraphic mapping using seis-mic attributes; (2) calibrating seismic characteristics to lithofacies and GRP’s for seismic mapping purposes; and (3) determining and mapping petrophysical properties using seis-mic inversion modeling.

Integrating these techniques into a 3D geocellular model allows for documenting and understanding the fine-scale stratigraphy of shales and provides an aid to improved hori-zontal well placement. Although the workflow presented in this paper only relates to two productive gas shales, we consider it to be more generically applicable.

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Marzo de 2011

Figure 3left column shows the distribution of lithofacies in a Barnett core (after singh, 2008). GrP = gamma raypattern; red arrows to the left indicate upward increase in carbonate lithofacies; green arrows to the leftindicate upward decrease in carbonate lithofacies. the middle curve is the interpreted relative sea level curveof singh (2008) based upon GrP’s; red arrows highlight interpreted deposits of a shallowing sea duringdeposition; green arrows highlight interpreted deposits of a deepening sea. the right curve is the residualHydrocarbon Potential (rHP) curve which shows trends of anoxic-to-oxic (red arrows) and oxic-to-anoxic(green arrows) depositional environments. Note the close correspondence among the three sets of arrows,indicating cyclic variations in water depth and oxicity levels, which we relate to eustatic sea level cyclicity.

Figure 4.Depth calibration of calcite concretions in core descrip-tion (yellow) and static and dynamic FMitM log (white). Notice the stratigraphic detail provided by the FMitM log and the relatively flat gamma ray log. in the core descrip-tion, concretions are yellow,siliceous mudstone is gray, and siliceous-calcareous mudstone is brown.


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Figure 5Top figure (A) is a pre-stack, time migrated seismic section showing interpreted major stratigraphic and structural features in part of the Newark East Field. Lower left figure (B) is a horizon slice showing a majornortheast-southwest trending fault through the Barnett shale (after Bor-ges, 2007). Lower right figure (C) is a horizontal derivative of the tilt deri-vative map (HD_tDr) beneath the Barnett shale (elebiju, 2008).

Figure 6. 3D seismically-ma-pped horizons in the southwest part of the Fort Worth Basin (Ba-ruch et al. this volume).

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Marzo de 2011

POTENTIAL PITfALLS IN ShALE ANALYSIS

Based upon our studies, the following cautionary notes are provided with regards to sampling and lithofacies analysis of shale cores.1. Common procedure calls for sampling core at uniform depth intervals. Shale cores can be stra-

tified at a cm or even mm scale, and sometimes so subtly that fine stratification is missed with the naked eye, and only detectable with high resolution logging tools such as the borehole imager. Thus, it is possible to overlook some lithofacies if sampling is conducted only at pre-set, equal stratigraphic intervals.

2. Both XRD and FTIR techniques determine mineral composition, but in fundamentally different ways. It has become apparent from comparative studies that results using the two analytical methods on the same sample mixes may be inconsistent in terms of the reported absolute weight percentage values for various major minerals (calcite, clays, quartz, etc.). These di-fferences can be attributed to a variety of factors, including sample preparation, machine conditions, and the manner in which quantitative analyses are ‘calibrated’ using standards. Accordingly, until the ‘best’ procedures for obtaining accurate and consistent mineral analyses are determined, we treat reported values as semiquantitative as opposed to quantitative, and we provide mineralogical-based descriptive conclusions more on ‘trends’ than on absolute percentages.

3. Macro- and micro-fabrics of shales influence rock strength, petrophysical and acoustic pro-perties, and gas migration. As such, fabric analysis at the SEM, thin section, and coresize scales should be included in any shale characterization study (O’Brien and Slatt, 1991). It is insufficient to classify shales only on readily-obtained numerical parameters such as mineral composition and porosity.

4. Sampling and analytical issues related to accurate porosity and permeability determination have been mentioned earlier. At best, most such analyses currently provide ‘semi-quantitative’ results with possibly significant error bars. 5. Because of the laminated character of gas shales, an accurate core-to-log depth correction is critical before attempting any core-log petrophy-sical comparisons or analyses.

CONCLUSIONS

A workflow has been developed which incorporates a variety of analytical techniques for charac-terizing rock, well log, and seismic properties of gas shales at a variety of scales. The objective is to integrate analyzed properties into a geologically-realistic, 3D stratigraphic model to better unders-tand the fine-scale stratigraphy of shales and as an aid to improved horizontal well placement. Although the examples presented in this paper are from the productive Barnett and Woodford shales, the workflow is intended to be for generic use. Some analytical techniques currently are not perfected, so results should be used with caution.

ACKNOWLEDGEMENTS

We would like to acknowledge Devon Energy Co. for financial and data support for much of this research, Ted Champagne of Clarkson University, Potsdam New York and Carol McRobbie of SUNY-Potsdam for technical assistance with SEM and fE-SEM analyses, and Dennis Eberl, U.S. Geo-logical Survey, for XRD and chemical analysis of shales. This research was conducted largely by graduate students in University of Oklahoma’s College of Earth and Energy’s Institute of Reservoir Characterization and Poromechanics Institute.


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Conferencias técnicas17 De febrero De 2011: Structural Interpretation of a Tectonic Wedge Central Llanos Foothills

The objective of this work is to understand the geometry and kinematics of a tectonic wedge in the central part of the Llanos Foothills. The inter-pretation presented herein involved and integrated the lately acquired

surface and subsurface data; 3D seismic, geological information and pro-duction data from 11 wells and detailed surface geology.The structural analysis is based on “backward” modeling (cross section res-toration) and on forward modeling of the area using the fault parallel flow algorithm. Particular structural analysis is done on the geometry evolution of the el Morro anticline. The main structural features are the Monterralo, El Mo-rro, floreña, Dele, Pauto and Volcanera anticlines, and the Nunchia syncline. The anticlines of the wedge could be divided into two groups based on their tectonic evolution and geometry. The structural analysis of the Tectonic wedge is based on the modification of the hubbert and Rubey`s (1959) model. Previous experiments demonstra-te that the relative strength affects the development of active - or passive-roof duplexes. Based on the analysis of the available surface and subsurface data, is proposed that the structure is an antiformal stack duplex instead of the classic triangle zone (Alberta foothills type). Tectonic wedges remain undrilled along the Foothills of the Eastern Cordille-ra. Those areas where is a syncline at surface, may be a potential tectonic wedge. However, some of them may be pseudo - tectonic wedges.

Equión Energía

Roberto Linares, Héctor aguirre, Juan C. alzate, Pedro Galindo

CoNFereNCistA roberto linares

Geólogo de la Universidad Na-cional de Colombia, con maes-tría en geología estructural de la Universidad de Colorado. Ha estado vinculado laboralmente con Chevron, Ecopetrol, Hocol, BP y se encuentra actualmente con Equión Energía. Ha publicado varios artículos en el Boletín de la AAPG y presentado conferencias en congresos nacionales e inter-nacionales. Roberto ha sido pro-fesor de cátedra en la Universidad América, Universidad Industrial de Santander y en el diplomado de geología del petróleo.

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Exploraciónsísmica 2D y 3D

plaCa o. C. WHeelerLa Placa O.C. Wheeler, constituida en el año de 1980, es la máxima distinción otorgada anualmente por la Asociación Co-lombiana de Geólogos y Geofísicos del Petróleo (ACGGP) a un miembro activo como reconocimiento a contribuciones a las ciencias geológicas de Colombia, especialmente en el campo del petróleo.

La Junta de la ACGGP ha otorgado esta distinción a Mario Yory, geólogo egresado de la primera promoción de geólo-gos y geofísicos de la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá. En 1959 se vinculó a Ecopetrol, en 1992 fue nombrado gerente de Exploración y luego de 33 años de trabajo recibió su pensión de esta empresa.

felicitaciones a Mario Yori por toda su labor en el gremio de la geología y geofísica.


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10 De marzo De 2011: Recent Advances in Pore Pressure Prediction In Complex Geologic Environments

In recent years, methods have been developed to enable robust pressure prediction in the presence of multiple pressure mechanisms including undercompaction, unloading processes (secondary pres-

sure mechanisms) and at great depth, the onset of secondary chemi-cal compaction. These models utilize geological and geophysical in-formation to constrain the calibration models and the depths at which they must be applied to develop a multilayer pressure calibration mo-del that will accurately predict pressures for prospect-level analysis and pre-drill prediction. These models are then integrated with the velocity field and the geological and geophysical information to predict pore pressures and fracture pressures at greater depths than have been pre-viously feasible. This methodology has been tested in multiple basins and has been proven to be effective in helping drilling engineers im-prove well performance through more effective mud and casing pro-gram designs that significantly reduces well costs and rig time.

Dr. Alan r. Huffman Is a recognized technical and business leader with over 25 years of experience in international exploration and production. Dr. Huffman received a Bachelors degree in Geology from Franklin and Marshall College in 1983, and a Ph.D. in Geophysics from Texas A&M University in 1990. In 1986-87, he was privileged to perform the seismic hazard analy-sis for the successful proposal for the Superconducting Supercollider in Waxahachie, Texas. In 1989-1990, he served as Science Manager of DOSECC, the U.S. Continental Drilling Program. As the President and CEO of fusion Petroleum Technologies Inc. (fPTI), Dr. Huffman was responsible for the strategic growth and expansion of the enterprise since 2003. Dr. huffman was also the Lyssa and Cyril Wagner Professor of Geology and Geophysics in the School of Geology and Geophysics at The University of Oklahoma in Norman, OK in 2003

CONFERENCISTa: Doctor alan R. Huffman

Empresa: Sigma-Fusion

and 2004. Currently Dr. huffman is the Chief Technology Officer of Sigma Integrated Reservoir Solutions, company which re-cently bought FusionGeo Inc.from 1997-2002, Dr. huffman was Manager of The Seismic Ima-ging Technology Center (SITC) with Conoco. from 1990 to 1997, Dr. Huffman was employed by Exxon Corporation and was also actively involved in technology and software development. Dr. Alan R. Huffman is active in industry and professional affairs, having chaired numerous tech-nical conferences and having served on organizing commit-tees for the SEG, AADE, AAPG and SPE. He was the recipient of the 2004 Robert h. Dott Sr. Me-morial Award from The AAPG for the publication of AAPG Memoir 76, and also received the 2002 Best Paper Award from The SEG.He has published numerous pa-pers in refereed journals and articles in international publi-cations, and 30 abstracts. he has 9 U.S. patents in the field of geophysics.

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Marzo de 2011

23 De marzo De 2011: MulticomponentSeismic Technology for Oil and Gas Exploration Steven L. Roche &

“From Reservoir Properties Prediction to FaciesClassification.

Using P-wave and S-wave seismic imaging for reservoir characte-rization provides two images of subsurface reflectivity. P-waves are sensitive to compressibility, rigidity and density, while S-waves

sense rigidity and density. Combined use offers greater knowledge of the subsurface elastic properties, hopefully improving the chances for success for oil and gas exploration and development. We propose that the P- and S-wave images are best used in a complementary fashion rather than independent data sets.Multicomponent seismic technology requires a proper review of the reservoir imaging objectives, good data acquisition design and processing methods adapted for P and S-wave imaging. We present guidelines based on CGGVer-itas 3C project experience, ranging from lithology discrimination to determining fracture or stress orientation based on seismic anisotropy measurements. Our presentation includes case history examples.

steven l. roche Steven L. Roche received his B.Sc. in Geophysics from the University of California, Riverside, in June 1978. he worked for Geophysical Service, Inc (GSI and hGS) as an Area Geophysicist for the Permian Basin Region of West Texas/Southeast-ern New Mexico. Steve joined Veritas DGC, now CGGVeritas, in february 2003, specializing in multicomponent seismic research in his position of Geophysical Advisor – Multicomponent Processing & Technology Group for CGGVeritas.

From Reservoir Properties Prediction to Facies ClassificationIt is now common practice to invert pre-stack data, a procedure that trans-forms angle gather volumes into inverted volumes of P-wave velocity, S-wave velocity and density. The challenge is to relate these derived elastic volumes back to well log properties such as porosity, water saturation, etc. One ap-proach to solving this problem is to use multivariate statistics and neural net-works to derive a relationship between the well log properties and the seismic traces at the observed wells and then to apply this relationship to the complete

Conferencistas: Steven L. Roche & Dr. Brian RussellEmpresas: CGG VeritasHampson and Rusell

seismic volume. This technique pro-duces excellent results in develop-ment plays where there are large numbers of wells.

Dr. Brian russell, P.Geoph.Brian Rusell holds a B.Sc. in geophys-ics from the University of Saskatch-ewan, a M.Sc. in geophysics from Durham University, U.K., and a Ph.D. in geophysics from the University of Calgary. Brian started his career with Chevron in 1976 as an explora-tion geophysicist, and subsequently worked for both Teknica Resource Development and Veritas Seismic in Calgary before co-founding Hamp-son-Russell Software Ltd. in 1987 with Dan hampson. In 2007 hampson-Russell became a subsidiary of CGGVeritas, where Brian is currently Vice President, Software. He is an in-ternationally recognized expert in seismic inversion, amplitude varia-tions with offset (AVO) and seismic attribute analysis, and has given courses throughout the world on these subjects. His research papers have appeared in Geophysics, The Leading Edge, and the Journal of Petroleum Geology.


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XI Simposio Bolivariano de Cuencas Subandinas

La junta de la ACGGP se complace en anunciar que fue nombrado el comité que se encargará de la organización del Xi siMPosio Boli-vAriANo De CUeNCAs sUBANDiNAs, quedando conformada por:

¡Les deseamos muchos éxitos en el desarrollo de este magnífico proyecto!

PresidentaElsa Jaimes

VicepresidenteEgon Castro

Director Financiero Mauricio Gómez

Director AdministrativoFrancisco Almario

Director Técnico Jaime Checa

Editora Ana Elvia Suárez

SecretariaGloria Vidal

asamblea GeneralEl pasado 24 de marzo se llevó a cabo la asamblea general de la ACGGP en el hotel Dann Carlton.

Los aspectos tratados fueron:1. Verificación de quorum 2. Discusión y aprobación del orden del día 3. Elección de presidente y secretario de la asamblea 4. Elección del Comité de Escrutinios 5. Elección del comité para la elaboración del acta correspondiente a la presente asam-blea 6. Aprobación del acta de la asamblea anterior 7. Informe de la Junta Directiva 8. Informe de Tesorería 9. Presentacion de la ejecución del beneficio neto 10. Informe del revisor fiscal 11. Presentación y aprobación de estados financieros a diciembre 31 de 2010 12. Pesentación y aprobación plan de inversión 13. Presentación y aprobación del presupuesto 2011 14. Propuesta modificacion estatutos 15. Elección Junta Directiva 2011/2012 16. Elección Revisor Fiscal 17. Presentación nueva Junta Directiva 18. Proposiciones varias 19. Clausura de la asamblea

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Marzo de 2011

Coordinación de Marca e Identidad CorporativaCalle 113 No. 7 - 80, piso 13Bogotá, Colombiawww.pacificrubiales.com


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ES Cambios ennuestra página web

La aCGGP anuncia el lanzamiento de la nueva imagen de la página web y los invita a que nos sigan por facebook y twitter y nos den sus opiniones de las noticias y eventos que se publiquen.

Estamos trabajando para estar a la vanguardia y mantener a nuestros asociados informados sobre nuestros eventos.

Visítanos en www.acggp.org

Marzo de 2011

SERVICIOS GEOFÍSICOS GLOBALES COLOMBIA

Con base en Houston, Texas, proveemos un portafolio integrado de soluciones de informa-ción sísmica a la industria global de petróleo y gas, incluyendo nuestras soluciones sísmicas de alta resolución RG-3D Reservoir GradeTM.

A través de la adquisición de información sís-mica y los servicios de procesamiento e inter-pretación proveemos información que permite la creación de imágenes de alta resolución del subsuelo que revelan detalles estructurales y estratigráficos complejos.

Estas imágenes son usadas principalmen-te por las compañías de petróleo y gas en la identificación de estructuras geológicas favo-rables, para la acumulación de hidrocarburos, reducir el riesgo asociado con la exploración de gas y petróleo, el diseño de programas de perforación horizontal, optimizar técnicas complementarias de pozos y para monitorear cambios en los reservorios de hidrocarburos.Integramos el diseño de sondeos sísmicos, la adquisición de datos, el procesamiento y la interpretación para proveer servicios del más alto valor para nuestros clientes.

Adicionalmente, somos dueños y mercadea-mos una creciente biblioteca de datos sísmi-cos y licenciamos esta información a clientes de forma no exclusiva.

Nuestras soluciones sísmicas son usadas por muchas de las empresas de exploración y producción de petróleo y gas más grandes de vanguardia tecnológica a nivel mundial, in-cluyendo compañías de petróleo nacionales, empresas independientes de exploración y producción de petróleo y gas.

Para conocer más sobre Global Geophysical Services (o Servicios Geofísicos Globales Colombia),

comuníquese al 713-972-9200 o al (1) 257-1965 en Bogotá o visite nuestra página web

www.globalgeophysical.com


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EVEN

TOS ¡el PriMer torNeo De GolF De lA ACGGP

FUe UN éXito totAl !Se contó con más de 29 millones de pesos en patrocinio provenientes de las compañías Schlumberger, halliburton, Geospectro, Petroseismic, CGL, C&C Energy, Topen Oil & Gas Services, C&Co Group y Geocol.

Comité organizadorenrique velásquez, roberto linares y Gilbert Gutiérrez.

Un reconocimiento especial para el Comité Organizador por este exitoso evento.

Carmel Club • Marzo 25 de 2011

Primer Torneo de Golf aCGGP

estos eventos se realizarán de manera simultánea en Plaza Mayor Medellín - Con-venciones (Colombia), del 29 de agosto al 2 septiembre de 2011.

este evento internacional es organizado por la sociedad Colombiana de Geología (sCG) y cuenta con el apoyo de ingeominas, Uni-versidad Nacional de Colombia, Asociación Colombiana de Geologos y Geofísicos del Petróleo y la Universidad Eafit.

informeswww.14clg.com

Del 15 al 18 de agosto de 2011 se realizará el Xii Congreso internacional de la socie-dad de Geofísica Brasilera y eXPoGeF en el Centro de Convenciones sulamerica,río de Janeiro

XIV Congreso Latinoamericano de Geología y XIII Congreso Colombiano de Geología

XIV Congreso Latinoamericano de Geología y XIII Congreso Colombiano de Geología

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Marzo de 2011

vIsIta De DIreCtIvos De eaGe a boGotá El pasado 22 de marzo recibimos la visita de dos directivos de EAGE, Anton van Gerwen, director ejecutivo, y Mar-cel van Loon, director de publicaciones y comunicaciones, quienes demostraron la intención de estrechar lazos con Latinoamérica. Ellos fueron recibidos por representantes de la ACGGP, quienes estudiarán las propuestas de esta organización internacional para fortalecer el gremio de los geólogos y geofísicos.


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petróleo

Dólar

ínDICes eConómICos

Precio mínimo $1.817,46Feb. de 2011

Precio máximo $1.885,74Mar. de 2011

Precio mínimo $89,86Feb. de 2011

Precio máximo $102,55Mar. de 2011

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1.800

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1.868,911.885,74

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96,00

94,00

92,00

90,00

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Ene/11

Ene/11

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Feb/11

Mar/11

Mar/11

Ene/11 Feb/11 Mar/11

valor mínimo $3.904,75Feb. de 2011

valor máximo $3.945,53Ene. de 2011

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Marzo de 2011

petromInerales pretenDe perforar sIete nuevos pozos en CuenCa llanos, ColombIa

La canadiense Petrominerales (TSX: PMG) planea perforar hasta siete nue-vos pozos en sus concesiones del bloque colombiano Casimena en la Cuenca Central Llanos tras recientes descubrimientos en los prospectos Yenac y Mantis, anunció en una presentación. Por lo menos cinco pozos adicionales se realizarán en el prospecto Yenac, donde la empresa ya se encuentra perforando el pozo Yenac-3. Durante el 2010 descubrimientos anteriores en este yacimiento produjeron tasas de flujo de entre 1.800 b/d y 2.900 b/d. Se contemplan por lo menos dos pozos más en el descubrimiento Man-tis. En enero Petrominerales anunció resultados favorables en las prue-bas de Mantis-1, que arrojaron tasas de flujo de 1.800b/d de crudo de 17 grados API. El bloque Casimena, de 43.000 ha de superficie, fue adjudicado a Petromi-nerales en 2005 por el regulador colombiano de hidrocarburos ANH. Estos nuevos pozos formarán parte del programa de 46 programado para el 2011. El gasto de capital para el 2011 debiera ascender a 506 millones de dólares, según proyecciones de la empresa.

En otro comunicado Petro-minerales anunció que a fines del año pasado las re-servas probadas, más las re-servas probables, sumaban 60 millones de barriles equi-valentes de petróleo.

Por James Fowler / Business News americas


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Por James Fowler / Business News america

Argentina exportó 1,35 millones de toneladas (Mt) de biodiesel durante el 2010, lo que implica un aumento respecto a los 1,14 Mt exportados el año anterior de acuerdo con los datos emitidos por el Instituto Nacio-nal de Estadísticas y Censos (Indec). La industria también experimentó un alza de 60 por ciento en la producción total de biodiesel, que llegó a 1,8 Mt frente a lo registrado en 2009. De esta cifra, las exportaciones representan alrededor de un 75 por ciento. El consumo del mercado local se elevó más de 20 por ciento a 508.275 Mt durante el 2010. Las ventas locales anteriormente representaban menos de un 1% de la producción anual total. El mayor consumo nacional de biodiesel está relacionado con las políti-

cas del gobierno. Durante todo el 2010 las autorida-des federales aprobaron el uso de una mezcla de 5 por ciento de biodiesel en un principio, que luego se transformó obligatoriamente en una mezcla de 7 por ciento, y pretenden implementar pronto una mezcla de 10 por ciento. La generadora local AES Argentina también está pla-neando introducir una mezcla de 10% de biodiesel en todas sus centrales termoeléctricas en todo el país durante el 2011. En la actualidad Argentina es el octavo productor de biodiesel más grande del mundo en términos de ca-pacidad y el segundo, luego de Brasil, en la región, de acuerdo con un reciente informe del centro in-ternacional de estudios Global Biofuels Center (GBC).

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Marzo de 2011

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Revista Geo No 11