BLOQUE EL REMANSO VALLE MEDIO DEL MAGDALENA

1. BLOQUE EL REMANSO VALLE MEDIO DEL MAGDALENA AUTORES: Spectrum Group SAS Colombia AGOSTO 2010

2. ANTECEDENTES • El contrato de Exploración y Producción “El Remanso”, fue firmado entre La Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH y La Compañía Comtrol S.A. el día ocho (8) de Octubre de 2007 (fecha efectiva). El área contratada comprende una extensión total aproximada de 29.277 hectáreas y se halla localizada en jurisdicción de los Municipios de Puerto Berrio, Puerto Triunfo y Puerto Nare en el Departamento de Antioquia y el Municipio de Puerto Boyacá en el Departamento de Boyacá (Figura 1). El Bloque se encuentra localizado en el sector sur occidental de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, inmediatamente hacia el occidente de varias acumulaciones comerciales de crudo pesado, como son los campos: Teca, Nare, Jazmín, Girasol, Abarco, Velásquez, Palagua y Moriche. • La compañía Texas Petroleum perforó cuatro pozos estratigráficos y 4 exploratorios. Los Pozos mostraron la presencia de arenas saturadas de petróleo pesado, indicios de hidrocarburos y de agua salada. La Compañía Texas Petroleum abandonó su interés en al área debido a los bajos precios de hidrocarburos para este tipo de crudos.

3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA * Tomado: Informe técnico 2009, COMTROL COLOMBIA S.A

4. MODELO GEOLOGICO

5. UBICACIÓN GEOLOGICA * FUENTE ANH 2010

6. POZOS PERFORADOS * Tomado: Informe técnico 2009, COMTROL COLOMBIA S.A

7. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA VMM

8. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ÁREA EL REMANSO * Tomado: Informe técnico 2009, COMTROL COLOMBIA S.A.

9. RASGOS ESTRUCTURALES DE LA CUENCA * Tomado: Informe técnico 2009, COMTROL COLOMBIA S.A

10. Teca Nare Under-River Jazmin Girasol Abarco Moriche Norte Moriche Moriche Sur Palagua Velasquez Chicalá CAMPOS VECINOS * Tomado: Informe técnico 2009, COMTROL COLOMBIA S.A

11. SECCION ESQUEMATICA

12. COBERTURA SÍSMICA

13. SECCION ESTRATIGRAFICA

14. SECCION ESTRUCTURAL

15. SECCIÓN SÍSMICA, POZO REMANSO NORTE-1.

16. SECCIÓN SÍSMICA, POZO REMANSO-1

17. MAPA ESTRUCTURAL TOPE OLIGOCENO REMANSO NORTE-1 REMANSO-1

18. MODELO PETROFÍSICO

19. RESULTADO DE LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA POZO REMANSO-1

20. RESULTADO DE LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA POZO REMANSO N-1

21. Sumario Petrofísico de los pozos Remanso-1 y Remanso Norte-1.

22. ANÁLISIS DE PRODUCTIVIDAD

23. POZO TIPO Viscosidad del Aceite vs Temperatura en Crudos Pesados Sensibilidad Qo variando Viscosidad del Petróleo vs Temperatura

24. PLAN DE DESARROLLO

25. ACTIVIDAD DE POZOS A PERFORAR Comportamiento de producción (bpd)

26. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO VS TIEMPO

27. INSTALACIONES DE SUPERFICIE

28. ESTADO MECÁNICO POZO REMANSO-1

29. ESTADO MECÁNICO POZO REMANSO N-1

30. El Remanso Norte-01 well

31. EVALUACIÓN ECONÓMICA

32. SUPUESTOS GENERALES

33. RESULTADOS ECONÓMICOS

34. PLAN DE MITIGACIÓN DE RIESGOS E INCERTIDUMBRES

35. MATRIZ METODOLÓGICA DE MITIGACIÓN DE INCERTIDUMBRES.

36. CONCLUSIONES • Existe incertidumbre del Modelo Geológico actual por escasa cobertura de Sísmica 2D. • En el Bloque hay 10 pozos, de los cuales sólo dos sirven para calibrar la sísmica. • Existen 2 trampas de tipo estructural-estratigráfica, constituida por dos Unidades litológicas que le imparten un componente estratigráfico dominante. • El valor de la información hará posible el reducir el riesgo de encontrar pozos secos y localizar en las estructuras adecuadas los nuevos pozos. • En la evaluación petrofísica se realizó grafico de porcentaje de torio y potasio en los pozos dando como resultado presencia de Esméctica y Caolinita a pesar de que se observa un bajo porcentaje se debe realizar muestras de difracción de rayos X para corroborar este porcentaje. • El modelo de saturación aplicando es el de Simandoux Modificado se cuenta con pruebas de producción de los pozos sin embargo, fueron completados a hoyo abierto lo cual no fue de gran ayuda al momento de cotejar los resultados de saturación con producción. • La Formación Oligoceno presenta zonas saturadas de petróleo el resultado de la evaluación petrofísica nos dio valores de porosidad entre 0.28 - 0.32, saturaciones de agua entre 0.45 - 0.49 y valores de arena neta petrolífera entre 31 - 60 pies.

37. CONCLUSIONES, CONT • La Permeabilidad fue estimada con base a los modelos empíricos Timur, Tixier y Coates, resultado la más optimista la calculada por Timur con valores para el campo entre 357 y 493 mD. • El Petróleo Original en Sitio (OOIP) calculado para las arenas productoras del Grupo Chuspas en el bloque Remanso es de 104 millones de barriles en el escenario pesimista, 194 millones de barriles en el escenario optimista y de 145 millones de barriles en el escenario probable. • El Petróleo Original en Sitio (OOIP) calculado para las arenas productoras del Grupo Chuspas en el bloque Remanso Norte es de 56 millones de barriles en el escenario pesimista, 93 millones de barriles en el escenario optimista y de 73 millones de barriles en el escenario probable. • El factor de recobro último promedio calculado para los bloques Remanso y Remanso Norte es de 12 %. • El volumen asociado a Reservas Totales calculado para las arenas productoras en el bloque Remanso es de 12.44 millones de barriles en el escenario pesimista, 23.14 millones de barriles en el escenario optimista y de 17.46 millones de barriles en el escenario probable. • El volumen asociado a Reservas Totales calculado para las arenas productoras en el bloque Remanso Norte es de 6.66 millones de barriles en el escenario pesimista, 11.13 millones de barriles en el escenario optimista y de 8.83 millones de barriles en el escenario probable.

38. CONCLUSIONES, CONT • El plan de desarrollo del Campo Remanso se realizó con una tasa inicial de producción por pozo de 80 BPD, un área de drene de 165 metros, considerando que el área de Remanso-1 es 1920 acres y Remanso Norte-2 es 1343 acres para un total del yacimiento es de 3263 acres, resultó el equivalente a 110 pozos para cubrir toda el área a desarrollar. • El pronóstico de Producción consideró un mantenimiento de producción promedio en 5000 bpd de Petróleo, el programa de perforación propuesto y 23 años de producción, para un acumulado de petróleo de 27.7 MMbbl. • Como capacidad de almacenamiento se considera 50.000 bls tomando en cuenta un margen operativo de diez (10) días de producción, con una producción promedio de 5000 bpd de acuerdo con el escenario de producción calculada. • La evaluación económica incluye el desarrollo del Plan de Explotación propuesto con todas las variables económicas involucradas (perforación y completación de pozos, infraestructura, transporte). Sujetos a los resultados de la perforación de los pozos, siendo la utilidad esperada es de 152 millones de dólares a valor presente.

39. RECOMENDACIONES • Ejecutar el Plan de Captura de Información estratégica con fines de mitigar la incertidumbre de los datos referente al sistema roca - fluidos. • Debido a que gran parte de la incertidumbre existente en el bloque, está asociada a la Sísmica y el número de pozos existentes y probados, se recomienda la adquisición de Sísmica de alta resolución (3D), para mejorar la resolución estructural y estratigráfica. • En los pozos Nuevos a perforar se recomienda la toma de información con la finalidad de mejorar la caracterización petrofísica del yacimiento. • La adquisición e incorporación de un nuevo cubo sísmico con su respectivo modelo estático y dinámico, permitirá una masificación en la explotación con alta probabilidad de éxito. • Las oportunidades visualizadas de incremento de producción, perforación de de avanzada para generar nuevas reservas presentan un nivel de riesgo que puede minimizarse con adquisición y procesamiento de una Sísmica 3D. La cual adicionalmente contribuiría en la visualización de oportunidades de incorporación de reservas. • Es importante considerar integrar y combinar la información de perfiles convencionales con perfiles de alta resolución a ser tomados en los pozos nuevos, para disminuir la incertidumbre del modelo petrofísico. Para ello se debe correr registros especiales, como resonancia magnética nuclear, para reducir la incertidumbre referida a la porosidad y permeabilidad efectiva, Sónico dipolar y calibrarlos con la sísmica.