informe final reservorios compartidos.pdf

8/16/2019 Informe Final Reservorios Compartidos.pdf

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Gaffney, Cline & Associates, Inc.

1300 Post Oak Blvd., Suite 1000Houston, TX 77056Telephone: +1 713 850 9955www.gaffney-cline.com

CG/CAS/C2108.00/gcaba2043 YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011

13 de Abril de 2012

Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.Bloque VPACF - Av. Grigotá Esquina Calle Regimiento LanzaSanta Cruz – Bolivia

Evaluación Técnica de la Extensión y Conectividad de los Reservorios en elÁrea Margarita-Huacaya ubicado en el bloque Caipipendi

INFORME FINAL RESERVORIOS COMPARTIDOS

De nuestra consideración:

Gaffney, Cline & Associates (GCA) realizó la evaluación técnica de la extensión yconectividad de los reservorios productores del área Margarita-Huacaya presentando acontinuación un informe final con los resultados a los que se ha podido llegar luego de habercompletado la revisión y validación de los datos e información existente, la visita de campo,análisis y evaluación de la información proporcionada por Yacimientos Petrolíferos FiscalesBolivianos (YPFB)

Así mismo se realizó la georeferenciación del área y el cálculo factores de distribuciónpara los departamentos de Tarija y Chuquisaca en Margarita- en el reservorio compartido H1b,en base a los Volúmenes de Hidrocarburos in Situ.

Confiamos en que el mismo responda a sus necesidades y les solicitamos que, antecualquier pregunta o aclaración que consideren necesaria, no duden en contactarse connosotros a [email protected].

Aprovecho para saludarlo a usted muy atentamente.

Gaffney, Cline & Associates

Cesar E. GuzzettiGerente General

Región Cono Sur de América Latina

umento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com

mailto:[email protected]:[email protected]:[email protected]


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INFORME FINAL

RESERVORIOS COMPARTIDOS

Evaluación Técnica de la Extensión y Conectividad de los

Reservorios en el área Margarita-Huacaya ubicado en elbloque Caipipendi

Preparado para

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)

13 de Abril de 2012

CONFIDENCIAL

Este documento contiene información propietaria y confidencial que no podrá, sin el permiso expreso porescrito de Gaffney, Cline & Associates, ser entregado a un tercero en cualquier forma, ni reproducido, ni

utilizado para ningún propósito, excepto aquellos para los que se destina, y deben ser devueltos apetición o destruidos en caso de distribución errónea

www.gaffney-cline.com



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APROBACION Y DISTRIBUCION DE DOCUMENTO

Copias: Cliente (5 Ejemplares)Electrónico (3 Discos Compactos)

Proyecto No: C2108.00 / YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011

Preparado para: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)

Este reporte fue aprobado por el siguiente personal de Gaffney, Cline & Associates (GCA):

Gerente de Proyecto Firma Fecha

Cesar E. GuzzettiGerente General 13 de Abril de 2012GCA Cono Sur de América Latina

Revisado porRawdon SeagerLíder Ingeniería de Reservorios 13 de Abril de 2012GCA



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CONTENIDO

INTRODUCCION ...................................................................................................................... 1

CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 2

RECOMENDACIONES ............................................................................................................. 2

DISCUSION .............................................................................................................................. 3

1. HISTORIA DEL CAMPO ................................................................................................... 3

2. MARCO GEOLOGICO REGIONAL .................................................................................. 4

3. RECURSOS Y METODOLOGIA ....................................................................................... 64. INFORMACION DISPONIBLE .......................................................................................... 8

5. CONECTIVIDAD DE RESERVORIOS EN MARGARITA-HUACAYA .............................. 8

6. LINEAMIENTOS LEGALES APLICABLE .......................................................................14

7. INFORMACION VALIDADA.............................................................................................16

8. INSPECCION DE CAMPO ...............................................................................................18

9. EXTENSION Y RELACION DEL AREA MARGARITA-HUACAYA ................................19

10. UBICACIÓN GEOGRAFICA AREA MARGARITA-HUACAYA ...................................22

11. GEOREFERENCIACION ..............................................................................................2412. FACTOR DE DISTRIBUCION - PARTICIPACIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS ..................26



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INTRODUCCION

Gaffney, Cline & Associates (GCA) ha sido contratado por Yacimientos PetrolíferosFiscales Bolivianos (YPFB) con la finalidad de definir la extensión y determinar la existencia o

no de conectividad de los reservorios productores de hidrocarburos de los campos Margarita yHuacaya. De confirmarse la existencia de conectividad, se realizara la georeferenciación de losreservorios productores que son compartidos entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca yse calculará el Factor de Distribución para cada Departamento.

A continuación se presenta Informe Final “Reservorios Compartidos” en base a losestudios presentados en el Informe de Extensión y Conectividad, Informe de Georeferenciación y el Informe de Factor de Distribución de acuerdo a lo establecido en elcronograma de trabajo.

YPFB obtend rá la aprobaci ón previa por es crito o por cor reo electrónic o de GCApara el uso c on terceros y el con texto del uso co n terceros de cuales quiera resultados,declaraciones u op iniones expresadas por GCA a YPFB, que se atr ibuyen a GCA. Este

requi sito de aprobac ión deberá inc luir, pero no se lim itan a, declaracio nes o referenc iasen d ocumentos de carácter públic o o sem ipúblic o, com o los acuerdo s d e préstamo,fo l letos, reportes de reservas, sit ios w eb, com unic ados de prensa, etc.



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CONCLUSIONES

En base a los datos que se tiene en la actualidad y tras la revisión y análisis de la informaciónexistente, Gaffney, Cline & Associates concluye:

1. Existe suficiente soporte técnico que evidencia la conexión hidráulica del reservorioHuamampampa H1b en el Campo Margarita-Huacaya

2. El reservorio Huamampampa H1b se extiende en el Campo Margarita - Huacaya,siendo por tanto el reservorio Huamampampa penetrado por el pozo HCY-X1 laextensión norte del reservorio H1b descubierta en Margarita. Por lo tanto para control yseguimiento de reservas debe considerarse a este reservorio como una única unidad deflujo.

3. Los factores de participación de los Departamentos en el reservorio compartidoHuamampampa H1b, en función del hidrocarburos in-situ o Gas Original en Sitio(GOES) asociado a las reservas probadas (1P), reportados para el reservorio H1b, en la

última Certificación de Reservas de Bolivia realizada para YPFB por Ryder Scott al 31de Diciembre de 2009 son:

TABLA 1: FACTOR DE DISTRIBUCIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS – RESERVORIO H1B

Bloque/Departamento 1P %

H1b – Chuquisaca 41.45

H1b – Tarija 58.55

4. Con respecto a los reservorios H1a y H2, no existe en este momento evidencia alguna

que permita indicar que existe la conectividad hidráulica en los mencionados reservorios(H1a, H2) en Margarita-Huacaya, y los Departamentos de Tarija y Chuquisaca.

RECOMENDACIONES

1. Se recomienda realizar regularmente mediciones de producción relativa (ejemplo PLTs)en aquellos pozos que posee producción conjunta („commingled‟) con otro(s)reservorio(s).

2. La futura adquisición de información que se espera obtener a través de la perforaciónde nuevos pozos, tanto en Tarija como en Chuquisaca, permitirá mejorar la

determinación de la extensión y continuidad de los reservorios H1a y H2 y reconfirmar lohallado en el reservorio H1B.



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DISCUSION

1. HISTORIA DEL CAMPO

El área Margarita-Huacaya pertenece al bloque Caipipendi, ubicado entre los departamentos deTarija y Chuquisaca. A continuación se presenta un mapa ilustrativo de la ubicación geográficade los pozos perforados hasta la fecha, así como los campos y departamentos referidos.

FIGURA 1.1: UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ÁREA MARGARITA-HUACAYA

La actividad de perforación exploratoria en la zona se inició en 1999. Cuatro pozos fueronperforados en campo Margarita: MGR-X1, MGR-X2,MGR- X3 y MGR-4, tres reservorios fuerondescubiertos en las areniscas del sistema Devonico: Huamampampa H1a, H1b y H2. En el2007 otro pozo fue perforado en el bloque Huacaya X1, penetrando el reservorio H1b.

Los porcentajes de participación del Contrato de Operación Caipipendi para la explotación ydesarrollo del área están distribuidos de la siguiente manera: Repsol YPF (37.5%), BG Bolivia(37.5%) y PAE (25%), siendo Repsol YPF el ente operador del contrato.



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2. MARCO GEOLOGICO REGIONAL

La estratigrafía del área Margarita-Huacaya comprende sedimentos de edad Silurico aTerciario, totalizando más de 10,000 m de sedimentos. Parte de la misma está expuesta ensuperficie configurando los flancos de las estructuras anticlinales y otro tanto, se encuentra

formando el núcleo de los bloques bajos. Las Figuras 2.1 y 2.2 muestran el mapa geológicogeneral y la columna estratigráfica del área.

FIGURA 2.1: MAPA GEOLÓGICO DEL ÁREA

FIGURA 2.2: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL ÁREA

A A´

MAPA GEOLOGICO DE BOLIVIA



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Las rocas más antiguas penetradas por los pozos son de edad Devónico, que es la secuenciageológica donde se desarrolla el principal reservorio, las areniscas Huamampampa. El corte desección transversal (Figura 2.3) no muestra variaciones laterales importantes en litología yespesor para la formación Huamampampa.

FIGURA 2.3: CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA FORMACIÓN HUAMAMPAMPA

La estratigrafía general del modelo está dividida en tres reservorios principales: H1a, H1b y H2,siendo el H1b el reservorio principal de área Margarita-Huacaya. Estas unidades sonconsideradas como reservorios naturalmente fracturados. La figura 2.4 muestra una secciónestructural esquemática del pozo MGR-X3 realizada a partir de la interpretación y análisis delos datos sísmicos 2D y 3D.

FIGURA 2.4: SECCIÓN ESTRUCTURAL ESQUEMÁTICA



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3. RECURSOS Y METODOLOGIA

La metodología y recursos empleados abarcaron la recopilación, revisión y análisis de los datose información sísmicos, geológicos, petrofísicos y de ingeniera de yacimientos.

Para la elaboración del informe de estudio de Extensión y Conectividad del Área Margarita – Huacaya, se utilizó el siguiente software:

Kingdom Suite

Interactive Petrophysics

PanSystem

Petrel Suite

MBal

MS Office Suite

Adobe Acrobat Reader

Djvu Reader

El plan trabajo se dividió en las siguientes etapas/fases:

Revisión de Datos e Información. Completada el 15 de Marzo de 2012.

o Revisar y validar la información sísmica existenteo Revisar y validar la información petrofísica existenteo Revisar y validar contactos de agua- hidrocarburoso Revisar y validar mapas isópacos y estructurales.o Revisar y validar las estimaciones de hidrocarburos in situ de los distintos

reservorios productores.

o Revisar y validar a los datos de ensayos de presión realizados en los pozosexistentes, los ensayos de PVT de los fluidos producidos, los ensayoscromatográficos disponibles y datos de prueba de interferencia.

La Revisión de Datos e Información fue completada el día 15 de Marzo de 2012 con larealización de una presentación por parte de GCA en Santa Cruz de la Sierra – Bolivia sobre larevisión de los datos e informaciones disponibles ante el equipo de trabajo de YPFB, elpresidente de YPFB Corporación, Lic. Carlos Villegas, el Ministro de Hidrocarburos, Ing. JuanJosé Sosa y los representantes acreditados por los departamentos de Tarija y Chuquisaca.

Análisis e Ingeniera de Reservorios. Completada el 23 de Marzo de 2012

Análisis y validación de información Petrofísica existente Inspección de Campo Análisis de la interpretación de los contactos de fluidos determinados Análisis de los Volúmenes de Roca Realizar un análisis de la prueba de interferencia, en base a los datos de ensayos de

presión realizadas en los pozos existentes, los mapas estructurales, los ensayos dePVT de los fluidos producidos, y los ensayos cromatográficos disponibles.



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Análisis y verificación de la conectividad entre reservorios.

Se incluyó una visita al campo/área Margarita-Huacaya realizada el día 23 de Marzo.

Resultados Finales.

Una vez confirmada la extensión y conectividad del reservorio H1b del campo Margarita-Huacaya, se realizaron las siguientes tareas:

Preparación de un plano georeferenciado de los reservorios compartidos en el CampoMargarita-Huacaya ubicados en el Bloque Caipipendi.

Determinación de los Factores de Distribución para los departamentos de Tarija yChuquisaca en el campo Margarita-Huacaya, en base a los Volúmenes deHidrocarburos in Situ. GCA determinó el porcentaje de hidrocarburo que corresponde alos departamentos de Tarija y Chuquisaca.

El cronograma de trabajo propuesto se presenta a continuación:

FIGURA 3.1: CRONOGRAMA DE TRABAJO PROPUESTO



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4. INFORMACION DISPONIBLE

Para cumplir con el objetivo del presente estudio, YPFB proporciono la siguiente información:

Datos, información y reportes de sísmica 2D y 3D

Mapas estructurales en profundidad al tope de cada reservorio. Mapas isópacos e isócoros con espesores netos por yacimiento al tope de cada

reservorio. Limites estructurales de reservorio y polígonos de falla. Cortes estructurales a lo largo de la estructura, transversales y longitudinales Información sobre límites de hidrocarburos detectados en pozo Correlaciones estratigráficas y características sedimentológicas

Estados de pozos y diagramas de mecánicos Registros eléctricos disponibles por pozo Modelo de propiedades petrofísicas

Historia de presión por pozo y reservorio de fondo y superficie Estudios PVT por pozo-reservorio Pruebas e historia de producción Prueba de interferencia y análisis de la conectividad hidráulica

5. CONECTIVIDAD DE RESERVORIOS EN MARGARITA-HUACAYA

Para evaluar la conectividad de los reservorios productores, GCA revisó, analizó y evaluó laspruebas y producción histórica de todos los pozos, la historia de presiones estáticas ygradientes de presión, diagramas de completación de pozos, ensayos PVT y cromatografía defluidos, así como la prueba de interferencia realizada entre el pozo MGR-X3 y HCY-1.

5.1 Presión Estática y Gradientes de Presión

En la Figura 5.1 se observan los datos de presión estáticos obtenidos en el reservorio H1b, pormedio de los ensayos de presión DST, XPT y MDT realizados en los pozos. Como se puedeapreciar tanto la presión del pozo HCY-X1, como de MGR-X3 y MGR-4ST se alinean a lo largode la misma pendiente (gradiente), mostrando que los tres pozos están perforados el mismoreservorio H1b.



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FIGURA 5.1: PRESIÓN ESTÁTICA Y GRADIENTES DE PRESIÓN EN H1B

5.2 Cromatografía

Para el análisis de la cromatografía se revisaron y evaluaron las muestras de fluidos de losPozos MGR-X1, X3, MGR-4/ST y HCY-X1. En la Tabla 5.1 y Figura 5.2 se muestra lacomposición de los fluidos recombinados correspondientes a estos pozos del área. Se puedeobservar que la composición del fluido en el pozo Huacaya-X1 (HCY-X1) completado y probado(DST) en el reservorio H1b presenta similares características a las muestras tomadas en elreservorio H1b penetrado en Margarita por los pozos MGR-X3 y MGR-4ST.



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TABLA 5.1: COMPOSICIÓN DE FLUIDO RECOMBINADOS POR POZO

Componente/PozoHCY-X1

%MGR-4ST

%MGR-X1

%MGR-4

%MGR-X3

%

N2 0.51 0.66 0.75 0.90 0.79

CO2 0.83 1.82 1.06 0.82 1.31C1 86.56 77.93 86.24 86.04 86.50

C2 5.41 9.36 5.36 5.40 5.68

C3 2.16 3.43 2.14 1.98 1.79

iC4 0.46 0.72 0.45 0.45 0.39

nC4 0.76 1.09 0.75 0.70 0.61

iC5 0.36 0.56 0.36 0.38 0.33

nC5 0.30 0.45 0.32 0.32 0.27

C6 0.45 0.64 0.42 0.45 0.42

C7 0.46 0.45 0.23 0.35 0.43

C8 0.49 0.40 0.23 0.30 0.47C9 0.29 0.28 0.16 0.23 0.30

C10+ 0.98 1.60 1.11 1.23 0.70



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FIGURA 5.2: CROMATOGRAFÍA DE FLUIDOS RECOMBINADOS

0.1

1.0

10.0

100.0

N2 CO2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7 C8 C9 C10+

M o l e %

Componente

Cromatografia de Fluidos Recombinados

HCY-X1

MGR-4ST

MGR-X1

MGR-4

MGR-X3

MGR-4ST Datos PVT

Reservorio H2

Datos PVT

Reservorio H1b

Datos PVT

Reservorio H1a



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5.3 Prueba de Interferencia

Con el objeto de determinar la comunicación en la estructura Margarita-Huacaya se programóen el año 2009 una prueba de producción DST en el pozo Huacaya-X1 (HCY-X1) en elreservorio H1b, y se procedió a instalar a principios de Junio del 2009 sensores („MemoryGauges‟) de presión y temperatura para

determinar la conectividad con el pozo MGR-X3 a niveldel reservorio H1b.

La Figura 5.3 presenta la Correlación Estructural del Reservorio Huamampampa H1b, desde elpozo observador HCY – X1 hasta el pozo MGR – X2, pasando por los pozos MGR 4ST y MGR

– X3.

FIGURA 5.3: CORRELACIÓN ESTRUCTURAL HUAMAMPAMPA H1B(POZO OBSERVADOR Y ACTIVO)

La presión de fondo del reservorio H1b en el pozo HCY-X1 (Pozo Observador) fue medidacontinuamente por los sensores instalados (superior e inferior) mientras que el pozo semantenía cerrado. Así mismo, durante el mismo periodo el pozo MGR-X3 (Pozo Activo) fueproducido, acumulado un volumen de gas producido de 41.6 billones de pies cúbicos (BCF)provenientes del reservorio H1b entre mediados de Julio de 2009 y principios de Septiembre de2011.

Para la determinación de la conectividad del reservorio H1b fueron claves los datos de presióny producción de los pozos HCY-X1 y MGR-X3 respectivamente. La siguiente grafica muestraque al momento que entró en producción el pozo MGR-X3 la presión de fondo en el pozo HCY-X1 fue afectada mostrando una declinación, corroborando la conectividad del reservorio H1b enMargarita-Huacaya.

N S

HCY-X1

Pozo Observador

MGR-X3

Pozo Activo

MGR-4ST MGR-X2



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FIGURA 5.4: ANÁLISIS PRUEBA DE INTERFERENCIA

En la gráfica:

El eje de ordenadas derecho muestra la producción diaria del pozo MGR-X3, la cualestá representada por la línea de color azul

El eje de ordenadas izquierdo muestra la presión registrada en el fondo del pozocerrado HCY-X1 en el reservorio H1b

Con respecto a los reservorios H1a y H2, no existe en este momento evidencia alguna quepermita indicar que existe la conectividad hidráulica mencionados reservorios (H1a, H2) enMargarita-Huacaya, y los Departamentos de Tarija y Chuquisaca.

El pozo HCY-X1 no mostro el reservorio H1a y no penetro el reservorio H2 debido a laprofundidad final de la perforación.. La profundidad final alcanzada por el pozo HCY-X1 fue de4800m MD luego de haber perforado en forma desviada y exitosa 152m en las areniscas

cuarcíticas devónicas y naturalmente fracturadas de la Fm. Huamampampa (H1b) en una cotaestructural de 103 m más alta que la prognosis.



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6. LINEAMIENTOS LEGALES APLICABLE

Para determinar el porcentaje de volumen de hidrocarburos en cada Departamento en uno omás reservorios, se aplicó la Ley de Hidrocarburos N○ 3058, que norman las actividadeshidrocarburferas de acuerdo a la Constitución Poltica del Estado en todo el territorio nacional

en el marco de los siguientes artículos y resoluciones ministeriales: Artículo 45 - Ley de Hidrocarburos N○ 3058 del 17 de Mayo de 2005 Resolución Ministerial N° 497/2011 del 16 de Diciembre de 2011 Resolución Ministerial N° 033/2012 del 3 de Febrero de 2012

Siendo estas disposiciones legales las que fijan las reglas aplicables cuando existen camposubicados en dos o más Departamentos que tenga reservorios compartidos. Definiendo1 losiguiente:

“Factor de Distr ibución es el porcentaje del volumen de hidrocarburos que tiene cadaDepartamento en uno o más reservorios compartidos, que se determinará en base a los

hidro carburos o rig inales in-si tu (volúmenes probados ) contenidos en la parte de ocupa elreservorio en el territorio de cada departamento participante. Este Factor de Distribución podráser revisado por YPFB de acuerdo a lo establecido en el presente reglamento. El Factor deDistribución para cada departamento, es el cociente entre el volumen de hidrocarburosorig inales in-si tu probado correspondiente al departamento y el volumen total dehidrocarburos orig inales in-si tu probado para el reservorio compartido. Conforme alsistema internacional aceptado SPE – PRMS (Society of Petroleum Engineers - PetroleumResources Management System)”.

Así mismo se tomaron en cuenta las definiciones de Recursos y Reservas del Sistema deGestión de Recursos Petrolíferos, en inglés „SPE - PRMS‟, y sus organizaciones auspiciantes:

Society of Petroleum Engineers (SPE) World Petroleum Council (WPC) American Association of Petroleum Geologists (AAPG) Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE)

El sistema de gestión de recursos petrolíferos provee una metodología uniforme en laestimación de cantidades de hidrocarburo, la evaluación de proyectos de desarrollo, y lapresentación de los resultados dentro de un marco exhaustivo de clasificación.

INFORME DEL INSTITUTO GEOGRÁFICO MILITAR - IGM

La Georeferenciación toma en cuenta los límites geográficos establecidos en el informeelaborado por el Instituto Geográfico Militar, cuyo ttulo es: “DEFINIR GEOGRAFICAMENTE ELPARALELO 21 Y EFECTUAR LA MATERIALIZACIÓN Y DENSIFICACIÓN DE 12 PUNTO DECONTROL HORIZONTAL EN EL PARALELO 21”

“El Instituto Geográfico Militar (IGM), es la instancia facultada por el DS No.1158 y elevada acategoría de Ley el 21 de Diciembre de 1948 misma que delega la Misión al IGM de realizar

1 Resolución Ministerial N° 033/2012 del 3 de Febrero de 2012



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todos los trabajos relativos a la confección del mapa General del Estado Plurinacional deBolivia, levantamiento de la Carta Fundamental y sus derivados en todo el territorio, así como laOrganización de comisiones Técnicas para la demarcación de las fronteras Internacionales,encargándose directamente de la demarcación de los limites Departamentales y Provinciales.Bajo estas consideraciones, reconócese al Instituto Geográfico Militar y de Catastro Nacional,

como única Organización técnica cartográfica, facultada para la formación y publicación delMapa Poltico del territorio, en sus diferentes escalas.”

“Con estas atribuciones legales y a requerimiento de Yacimientos Petrolferos FiscalesBolivianos (YPFB) el IGM realiza un análisis técnico de la Cartografía elaborada por John B.Minchin el año 1882, la cual se emplea como referencia en la ley de 10 de Noviembre de 1898que define los límites departamentales entre Tarija y Chuquisaca. El texto de esta ley expresaque el Paralelo 21° de Latitud Sur es el límite entre ambos departamentos, lo cual sin lugar adudas, genera confusiones de carácter técnico, debido que la cartografía oficial de Bolivia notiene precisamente a Minchin como referencia geométrica en la definición de la superficiematemática que es base para establecer el Sistema de Referencia Provisional del año 1956sobre el cual fue elabora la cartografa de Bolivia.”

Por lo que el IGM mediante el Informe técnico de referencia, concluye que:

“Por todos los antecedentes históricos, Geodésicos y Cartográficos, la ley de 10 de noviembrede 1898 que fija el Paralelo 21° de Latitud Sur como límite entre los departamentos de Tarija yChuquisaca puede ser aplicada considerando la Cartografía Oficial de Bolivia en el SistemaProvisional del año 1956.”

“Se desestima completamente el empleo del Sistema Geodésico Global adoptado el año 1984,como referencia para materializar los 21° de Latitud Sur expresados en el Mapa de John B.Minchin debido a la discrepancia en el concepto geométrico de los sistemas de referenciageodésico”.

El resumen del informe técnico de referencia se muestra en la siguiente tabla:



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7. INFORMACION VALIDADA

El proceso de validación se inicia con las actividades de la recopilación de la informaciónrelacionada al estudio. Esta etapa es muy importante en la evaluación técnica siendo el puntode partida de toda la investigación.

La calidad y la confiabilidad de la información recopilada se reflejan directamente en losresultados generados en el estudio. Es en ésta actividad que se recopila, clasifica y validatoda la información sobre el área en estudio, tales como: a) estudios e informes previos delcampo; b) registros eléctricos de pozos (GR, SP, resistividad, conductividad, densidad-neutrón); c) información de pozos; d) historiales de producción y presiones; e) trabajos/reportesprevios; f) mapas isópacos-estructurales oficiales, entre otros.

Una vez completada la fase de revisión de datos e información, se efectuó la fase de análisisde acuerdo con los parámetros de yacimientos estimados en la última certificación de Reservasde Bolivia realizada para YPFB por Ryder Scott al 31 de Diciembre de 2009.

Es importante resaltar que fuimos instruidos por YFPB a utilizar las estimaciones realizadas por

Ryder Scott, por lo que no fue requirió realizar nuestras propias estimaciones. Sin embargo sillevamos a cabo un proceso de revisión de las interpretaciones realizada por Ryder Scott y sepudo verificar, en basa a los datos suministrados, que las mismas son razonables.

Ryder Scott definió el Volumen Bruto de Roca (VBR) como el volumen total entre la partesuperior de los reservorios y la base de los mismos, limitada por los contactos conocidos oestimados de fluidos y los límites estructurados por las fallas. En resumen el contacto defluidos y volúmenes brutos de roca definidos por el reservorio se presentan a continuación:

TABLA 7.1: CONTACTO DE FLUIDOS DEFINIDO POR RYDER SCOTT

Reservorio1P

(m TVDSS)

H1b -3,751

Siendo:

1P: Nivel más bajo conocido de gas („LKG‟), confirmado por pruebas de pozos y asociado a lasreservas probadas (1P) estimadas por Ryder Scott.



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TABLA 7.2: VOLÚMENES BRUTO DE ROCA ESTIMADOS POR RYDER SCOTT

Bloque-Departamento1P

(106 m3)

Huacaya/Chuquisaca

H1b 2,614

Margarita/Chuquisaca

H1b 1,684

Margarita/Tarija

H1b 4,255

Así mismo, Ryder Scott realizó un modelo petrofísico para establecer los valores de porosidady saturación de agua. Los resultados de dichas estimaciones se muestran a continuación:

TABLA 7.3: POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA ESTIMADOS POR RYDER SCOTT

Reservorio1P%

Porosidad

H1b - Margarita 4.70

H1b - Huacaya 4.00

Saturación de Agua

H1b - Margarita 37.43

H1b - Huacaya 44.60

A continuación se presentan algunas observaciones generales de la evaluación realizada:

En relación al análisis de sísmica 3D las conclusiones son similares a lasinterpretaciones presentadas en el reporte entregado por YPFB " Informe MargaritaVolumen Interpretación Sísmica 3D“ o Los datos sísmicos en el flanco occidental del campo son de buena a regular

calidado Las reflexiones del flanco occidental puede interpretarse hasta la cresta de la

estructurao Los datos sobre la parte oriental del estudio sísmico varían de regular a baja

calidado Cada pozo perforado a agregado más datos sobre la velocidad sísmica para

entender mejor la relación tiempo – profundidad



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Los mapas estructurales de Ryder Scott se basan en datos sísmicos aceptables y sonuna representación razonable de la estructura de la Formación Huamampampa enMargarita-Huacaya

o Los registros de pozos (mbnm / „bajo nivel del mar ‟) se adaptan a la estructurade los mapas, y los valores de los registros se muestran en los mapas de RyderScott con los topes de la formación Huamampampa

o El intervalo entre contornos es de 100 metroso Los mapas estructurales de Ryder Scott son muy similares a los mapas

entregados por YPFB

Con respecto a la revisión y análisis de datos petrofísicos:o La porosidad estimada por registros se encuentra en el mismo rango que la

porosidad medida en núcleos a condiciones de reservorioo La porosidad en el pozo HCY-X1 posee la misma magnitud que la encontrada en

los pozos en Margarita (MGR)o GCA está de acuerdo con los limites/cortes („cut-offs‟) usados para obtener el

espesor neto de reservorio y la relación espesor neto/bruto Volumen de Arcilla < 40 % Porosidad sin corte Saturación de Agua < 70%

o La porosidad en Huamampampa es una combinación de porosidad de la matrizy porosidad de las fracturas naturales

Combinación micro, meso, macro porosidades Las fracturas tienen mayor frecuencia y abertura en la cresta de la

estructura que en los flancos

8. INSPECCIÓN DE CAMPO

GCA realizó una inspección del Campo Margarita-Huacaya el día 23 de Marzo de 2012. Ladelegación de GCA fue encabezada por George Kranich (Geólogo Senior Lider) y LucianaCabo (Economista Petrolero Senior). Además, participaron el Vicepresidente de

Administración, Contratos y Fiscalización, Ing. Fernando Salazar Cuba y el Director deDesarrollo y Producción, Ing. Rolando Mendoza Rioja, ambos de la estatal petrolera YPFB. Lavisita al área se realizó de acuerdo al contrato suscrito entre YPFB y GCA y a lo establecido enel cronograma de trabajo.

La delegación recolectó y verificó la información existente. Así mismo el personal técnico deGCA inspeccionó el pozo Huacaya X1, tomó datos del campo y recolectó información digital dela planchada del pozo. En el pozo Margarita 4 se tomó información de superficie. En la plantade procesamiento de gas de Margarita, se tomó la información que se registra en tiempo realde presión y temperatura del pozo MGR-4 que permite hacer un control riguroso delcomportamiento del reservorio que está en producción. Las siguientes actividadesoperacionales y de desarrollo del área fueron observadas:



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La línea de recolección del pozo HCY-X1 a la Planta Margarita está siendo construida yse prevé finalizarla a mediados de Abril de 2012.

Producción inicial del pozo HCY-X1 planificada para Abril de 2012. Actualmente el pozo MGR-4ST sólo se encuentra produciendo del reservorio H1b

El pozo MGR-X3 es el único pozo que está produciendo en conjunto de los reservoriosH1b y H2. Está programado el reacondicionamiento del pozo MGR-X2 para probar nuevamente el

reservorio H1b y obtener más información sobre el contacto gas-agua. El pozo de desarrollo planificado MGR-5 está ubicado entre los pozos MGR-X3 y MGR-

4ST. El taladro de perforación se encuentra en sitio y en proceso de preparación parainiciar operaciones próximamente.

El plan de desarrollo propuesto incluye el levantamiento sísmico 3D en el área Huacayaen el periodo 2012 - 2013 y la perforación de tres pozos nuevos al norte de laestructura.

9. EXTENSIÓN Y CONECTIVIDAD DEL ÁREA MARGARITA-HUACAYA

La estructura Margarita-Huacaya se genera a partir de un sistema de doble despegue entre lasfallas Bororigua y Mandiyuti. La estructura se caracteriza por presentar un estilo deplegamiento de escamas delgada con desarrollo de anticlinales apretados y alongados ensentido Norte-Sur. Así mismo, los cabalgamientos generados por la falla Mandiyuti quedesarrollan a lo largo de la flexura de falla („Fault Bend Fold‟), capas H1a, H1b y H2(Formación Huamampampa), conforman la zona de hidrocarburos productiva principal de laestructura de Margarita-Huacaya.



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FIGURA 8.2: CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA DE LA FM. HUAMAMPAMPAENTRE LOS POZOS MGRS Y HCY-X1



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10. UBICACIÓN GEOGRAFICA AREA MARGARITA-HUACAYA

El campo Margarita-Huacaya se encuentra en el bloque Caipipendi, ubicado entre losdepartamentos de Tarija y Chuquisaca. Las Tablas 10.1 y 10.2 presentan las coordenadas delbloque Caipipendi:

TABLA 10.1: COORDENADAS DE LOS VÉRTICES – CAMPO HUACAYA



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TABLA 10.2: COORDENADAS DE LOS VÉRTICES –CAMPO MARGARITA



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11. GEOREFERENCIACION

GCA utilizó para la georeferenciacion las coordenadas del paralelo 21 proporcionadaspor el Instituto Geográfico Militar como entidad competente en el Estado Plurinacional deBolivia.

A continuación se presenta el mapa de georeferenciación del espesor neto de gas delreservorio Huamampampa H1b, al nivel más bajo conocido de gas („LKG‟ –1P) definido porRyder Scott.

El mapa de georeferenciación muestra el Campo Margarita – Huacaya ubicado en el bloqueCaipipendi, los pozos perforados, y el límite departamental entre Tarija y Chuquisaca (Paralelo21˚), bajo el sistema de coordenadas Universal Transversal de Mercator (UTM), DátumProvisional Sudamericano 1956 (PSAD 56) y zona geográfica 20.



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FIGURA 11.1: PLANO DE GEORREFERENCIA – MAPA ESPESOR NETO DE GAS 1P DEL H1B



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12. FACTOR DE DISTRIBUCION - PARTICIPACIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS

El factor de distribución para cada departamento se determinó en base a los volúmenes dehidrocarburos in situ contenidos en el reservorio H1b en el territorio de cada Departamentoparticipante y en conformidad con las disposiciones legales anteriormente mencionadas.

Los volúmenes de hidrocarburos in-situ o Gas Original en Sitio (GOES) asociado a las reservasprobadas (1P), reportados para el reservorio H1b, en la última certificación de Reservas deBolivia realizada para YPFB por Ryder Scott al 31 de Diciembre de 2009 se muestran acontinuación:

TABLA 12.1: GAS ORIGINAL EN SITIO (GOES) RESERVORIO H1B

Bloque/Departamento1P

(MMPc)

Huacaya/Chuquisaca

H1b 567,836Margarita/Chuquisaca

H1b 410,786

Margarita/TarijaH1b 1,382,083

Total GOES (MMPc) 2,360,705

Siendo el factor de distribución de los Departamentos en el reservorio compartidoHuamampampa H1b, el siguiente:

TABLA 12.2: FACTOR DE DISTRIBUCIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS – RESERVORIO H1B

Bloque/Departamento1P%

H1b - Chuquisaca 41.45

H1b - Tarija 58.55

El factor de distribución es estimado en función de volúmenes de hidrocarburos in-situ (GasOriginal en Sitio - GOES) en la categoría (1P) estimadas por Ryder Scott al 31 de Diciembre de2009.


informe final reservorios compartidos.pdf

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