Generalidades Del Campo Moriche

5/20/2018 Generalidades Del Campo Moriche

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1. GENERALIDADES DEL CAMPO MORICHE.

En este captulo se presentan las generalidades del campo Moriche en lo relacionado asu historia, localizacin, marco geolgico, estructura geolgica, geologa del petrleo ehistoria de produccin.

1.1 Resea Histrica.

El campo Moriche perteneciente al contrato de Asociacin Nare, la cual fue firmada el 3de Septiembre de 1.980, cubriendo una extensin original de 383.267 acres (155.106hectreas), comprendida por las empresas Ecopetrol y Mansarovar Energy Colombia,con una participacin del 50% para cada empresa, la Empresa Mansarovar Energy

Colombia representa los intereses de Sinopec y Oil and Natural Gas Corporation,encargados de aprobar los planos de desarrollo de los diferentes campos que seencuentran adscritos al contrato en la cuenca del Valle Medio del Magdalena.

El desarrollo del campo se vio reflejado con la perforacin del pozo Laurel 01 quepermiti descubrir la acumulacin de aceite en el rea Moriche Buffer. La perforacinde este pozo exploratorio estuvo soportada en la informacin del programa ssmico de1.982 suministrado por Texaco en la cuenca del Valle Medio del Magdalena.Posteriormente, en 1.989, Ecopetrol concedi la comercialidad del campo Moriche a laTexas Petroleum Company, al trascurrir el tiempo mediante la resolucin 1.378 dediciembre de 2.003 el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo territorial otorg

licencia ambiental global a la empresa Ominex de Colombia Ltde. para el proyectodenominado desarrollo del campo Moriche. Esta licencia ambiental fue modificada ensu primer artculo mediante la resolucin 100 del 18 de enero de 2.007, este cambio serealiz con el objetivo de modificar el titular de la licencia por la empresa MansarovarEnergy Colombia Limited y as dar inicio a la comercialidad del campo a nombre deeste titular.

La compaa Mansarovar Energy Colombia prob la trampa a travs de los pozosMoriche Norte 01, Moriche Norte 02, Moriche Norte 03, Moriche Norte 04, MoricheNorte 05, Moriche Norte 06, Moriche Sur 01, Moriche Sur 03 y Moriche Sur 11, loscuales fueron perforados durante los aos 2.006, 2.007 y 2.008.

Actualmente el sector cuenta con una extensin total de 40.920 acres, dentro del cualse incluyen los 10.729 acres del campo Moriche, sobre el cual se han desarrolladocomercialmente el proyecto Fase I y Fase II con 1.119 y 3.773 acres respectivamente.

Al evaluar y confirmar el potencial petrolfero del rea se ha llevado acabo las fases dedesarrollo: Fase I con 110 pozos productores, Fase II con 178 pozos productores,adicionalmente se han perforado 8 pozos exploratorios en la franja oriental del campode los cuales 5 se encuentran en el rea solicitada como Fase III.


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1.2 Localizacin.

El campo Moriche se encuentra ubicado en el departamento de Boyac, en lmites conlos departamentos de Antioquia y Santander, en el flanco occidental de la cuenca delValle Medio del Magdalena. Limita por el norte con el rio Magdalena, por el oeste con elcampo Abarco, por el sur con el campo Palagua y al este el lmite del contrato deasociacin Nare.

El campo Moriche de acuerdo con la compaa Mansarovar Energy Colombia seencuentra ubicado hacia el lmite sur oeste de la cuenca del valle Medio del Magdalenaentre las cordilleras central y oriental del pas, en el departamento de Boyac, en elmunicipio de Puerto Boyac en la vereda de paragua; de acuerdo a lo anterior y parauna mejor referencia se muestra en la figura 1la localizacin general del bloque NareB mostrando en este la ubicacin del campo Moriche, vas de acceso, cuerpos deagua, entre otros. Para llegar el campo Moriche en el Bloque Nare, ubicado en eldepartamento de Boyac, en el municipio de Puerto Boyac partiendo de Bogot D.Cse sale por el occidente tomando la ruta transversal 50 tambin llamada autopistaMedelln o calle 80 por cerca de 160 km para llegar al casco urbano del municipio deHonda en el departamento del Tolima, antes pasando por los municipios de La Vega,Villeta y Guaduas. Despus de llegar al casco urbano del municipio de Honda seprosigue a tomar hacia el norte la troncal del Magdalena o tambin llamada ruta 45,siguiendo por esta troncal hacia el norte, se pasa por el municipio de La Dorada porcerca de 90 km. Para llegar al bloque Nare B en el municipio de Puerto Boyac, en eldepartamento de Boyac en lmites con los departamentos de Santander hacia el nortey Antioquia hacia el occidente cruzando el rio Magdalena.


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1.3 Marco Geolgico del Campo Moriche.

Dentro de la cuenca se destaca la presencia de la Formacin Jursica Girn que seubica bajo sedimentos marinos del Cretceo, compuestos principalmente por esquistosarcillosos y carbonatos. Los esquistos arcillosos de las Formaciones Simit y Paja

parecen ser la roca fuente de las arenas de la Formacin Mugrosa, cuya migracinprobablemente se produjo a lo largo del sistema de fallas.

Las Formaciones Mugrosa y Colorado son secuencias de arena y esquistos arcillososque luego se depositaron a lo largo del perodo Paleoceno. Actualmente se sabe que eltectonismo de compresin durante la poca del Paleoceno temprano, reactiv las fallasde los quebradizos carbonatos del Cretceo y solo caus una ligera estratificacin enlas rocas ms dctiles del Paleoceno, que son los yacimientos de inters del CampoMoriche.

A continuacin se encuentra la descripcin de la columna estratigrfica y de cada una

de las formaciones geolgicas que conforman la Cuenca del Valle Medio delMagdalena.

1.3.1 Columna Estratigrfica. El Campo Moriche presenta un ordenamientoestratigrfico particular donde se observan secciones intercaladas de arenascontinentales y arcillas irregulares del Terciario y sobre el pre- terciario un basamentoformado por rocas gneas y metamrficas, como se muestra en la figura 2.

Figura 2. Columna estratigrfica generalizada de la Cuenca Valle Medio del Magdalena.


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Fuente. ROYERO GUTIRREZ, Jos Mara y CLAVIJO, Jairo. Mapa Geolgico GeneralizadoDepartamento de Santander. Instituto de Investigacin e Informacin Geocientfica, Minero-Ambiental yNuclear Ingeominas. Memoria Explicativa. 2001. p. 28.

1.3.2 Descripcin de formaciones geolgicas. De acuerdo con CLAVIJO yROYERO1, la Cuenca Valle Medio del Magdalena presenta una estratigrafadescrita en las siguientes formaciones.

1CLAVIJO, Jairo y ROYERO, Jos Mara. Mapa Geolgico Generalizado Departamento de Santander.

Instituto de Investigacin e Informacin Geocientfica, Minero-Ambiental y Nuclear Ingeominas. MemoriaExplicativa. 2001. p. 24.


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1.3.2.1 Grupo Girn. Se establece en la edad Jursica superior- Cretacico inferior.Est compuesta por lodolitas alternadas con areniscas rojizas las cuales van deun grano fino a un grano grueso. Cuenta con un espesor es de 360 ft. El ambientede sedimentacin es continental, fluvial a lacustre. La formacin Girn reposa endiscontinuidad estratigrfica sobre las formaciones Bocas y Jordn e infrayacen

concordantemente a la Formacin Los Santos.

1.3.2.2 Formacin Los Santos. Es considerada de edad Berriasiano Hauteriviano. Est constituida por areniscas conglomerticas, lodolitas rojogrisceas y cuarzo areniscas gris amarillentas, con estratificacin cruzada, encapas tabulares de espesores variables 715 ft interpretadas como depsitosfluviales acumulados por corrientes trenzadas. El ambiente en el cual se deposites continental en una transicin al marino. El contacto inferior de esta unidad esconcordante con la Formacin Girn, mientras que el contacto superior esconcordante con la suprayacente, Formacin Cumbre.

1.3.2.3 Formacin Cumbre. Se le asignan una edad Berriasiana. Est constituidapor areniscas color gris oliva, cuarzosas, de grano fino, con cemento silceo. Eldepsito se asume en un ambiente de dominio marino marginal sobre una llanuracostera aluvial. El espesor es de 450 ft. El contacto superior de la FormacinCumbre es gradual o transicional y la supra yacente Formacin Rosa Blanca.

1.3.2.4 Formacin RosaBlanca. La edad comprende el intervalo Valanginiano-Hauteriviano inferior. Est compuesta en su parte inferior por capas de caliza yyeso, hacia la parte superior consta de areniscas y lodolitas calcreas. En laparte inferior presenta depsitos evaporticos como yeso y polihalita que indicanuna hipersalinidad en las condiciones de depositacon, el resto de la secuencia

se deposit en un medio marino somero en condiciones nerticas. El espesorvara de 150 a 425 m (4921395 ft). Las relaciones estratigrficas de esta unidadcon la infrayacente Formacin Cumbre y la suprayacente Formacin Paja sonconcordantes.

1.3.2.5 Formacin Paja. La edad ha sido determinada del Barremiano inferior alAptiano inferior. Est constituida por lutitas y shales gris oscuros a azulosos conintercalaciones de areniscas gris amarillentas, de grano fino, con algunasintercalaciones de shales grises, localmente limosos a arenosos, conintercalaciones de areniscas gris amarillentas, de grano fino, tambin pequeasintercalaciones de calizas grises, localmente arenosas. El espesor vara entre 410

2051 ft. Se estima que secuencia de esta formacin consiste en calizas gris anegras, arcillosas de color negro, su depsito tuvo lugar en un ambientecontinental. El lmite estratigrfico de esta unidad con la suprayacente FormacinTablazo es concordante.


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1.3.2.6 Formacin Tablazo. Su edad es considerada del Aptiano superior-Albianoinferior. La con niveles intercalados de arcillolitas grises a gris azulado,calcreas, fosilferas, en capas medianas a gruesas, con intercalaciones deareniscas grises, grano fino a medio, arcilloso, levemente calcreo, en capasdelgadas. El espesor vara entre 492 1066 ft. El ambiente de depsito parece

corresponder a condiciones nerticas, poco profundas La Formacin Tablazo seencuentra en contactos concordantes con la infrayacente Formacin Paja y lasuprayacente Formacin Simit.

1.3.2.7 Formacion Simit. Su edad se ha establecido como Albiano superior-Cenomaniano. Consta de shales grises a negros, carbonosos, levementecalcreos, con cementaciones calcreas hasta de 3 m y con intercalaciones deareniscas y calizas grises, localmente arcillosas y fosilferas en capas delgadas.Su espesor vara entre 820 2132 ft. Las condiciones de sedimentacin fueronnerticas de aguas intermedias a profundas. Los contactos de la Formacin Simitson concordantes con la infrayacente Formacin Tablazo y suprayacente

Formacin La Luna.

1.3.2.8 Formacin La Luna. Se le asigna una edad del Turoniano al Santoniano.La unidad est constituida por calizas gris oscuras, arcillosas, lutitas grises anegras, calcreas, en capas delgadas, lutitas gris oscuras con delgadasintercalaciones de calizas arcillosas, concreciones de calizas con fsiles. En elValle Medio del Magdalena, la Formacin La Luna se subdivide en tres miembros:el inferior Salada, el intermedio Pujamana y el superior Galembo. El espesor varaentre 902 1886 ft. El ambiente de depositacon es marino de aguasrelativamente poco profundas, con poca ventilacin en el fondo. El contacto de laFormacin La Luna con la infrayacente Formacin Simit es concordante. Entre

las formaciones La Luna y Umir existe una ligera discontinuidad estratigrfica. Sele asigna una edad del Turoniano al Santoniano.

1.3.2.9 Formacin Umir. La edad es del Campaniano-Maastrichtiano. Consta deshales grises a negros, carbonosos, con concreciones ferruginosas, lutitasgrises a gris oscuras, carbonosa, intercalaciones de areniscas y limolitas, grises,carbonosas y micceas. El espesor se ha calculado entre 3281 4593 ft. LaFormacin Umir descansa en discontinuidad estratigrfica sobre el MiembroGalembo de la Formacin La Luna. El contacto superior con la suprayacenteFormacin Lisama es concordante.


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1.3.2.10 Formacin Lisama. La edad de la formacin es del Paleoceno. La unidadse encuentra constituida por una secuencia de lutitas abigarradas, alternadascon areniscas grises, verdosas y pardas, de grano fino a medio y algunas capasdelgadas de carbn. . El espesor alcanza hasta 1.225 m (4019 ft). El depsito deestos sedimentos ocurri en un ambiente bajo condiciones lagunares delticas.

Esta unidad presenta un contacto normal y continuo con la infrayacenteFormacin Umir. El contacto superior con la Formacin La Paz, est determinadopor una discordancia regional bien marcada.

1.3.2.11 Formacin La Paz. La unidad se considera del Eoceno superior La secuenciaestratigrfica est compuesta por areniscas grises, conglomerticas, conglomerados,limolitas y grandes paquetes de lutitas grises. El espesor en la seccin es de 3.281 ft,pero generalmente presenta variaciones locales. El depsito de los sedimentos de estaunidad se desarroll en un ambiente de corrientes trenzadas. La Formacin La Pazdescansa discordantemente sobre la Formacin Lisama su contacto superior con laFormacin Esmeraldas es concordante y continuo. Conforme a su posicin

estratigrfica.1.3.2.12 Formacin Esmeralda. La unidad es del Oligoceno. Se compone deareniscas grises y verdosas, de grano fino, con intercalaciones de limolitas ylutitas moteadas de rojo, prpura y pardo adems contiene algunas capasdelgadas de carbn. El espesor se ha calculado en unos 3.937 ft. El ambiente dedepositacon fue bajo condiciones lagunares delticas. El contacto inferior conla Formacin La Paz es concordante, mientras que el contacto superior estdeterminado por una posible discordancia con la Formacin Mugrosa.

1.3.2.13 Formacin Mugrosa. La unidad es considerada del Eoceno superior-

Oligoceno inferior. Est compuesta en su parte inferior por areniscas grisverdosas, de grano fino a medio, con intercalaciones de lodolitas grises aazulosas y algunas capas de areniscas conglomerticas, la parte media constade shales moteados con algunas intercalaciones de arenisca, en la parte superiorhay lodolitas moteadas, fosilferas. El espesor vara entre 1.640 2.625 ft. Elambiente de depsito se considera como continental fluvial. El contacto inferiorde la Formacin Mugrosa es aparentemente discordante con la FormacinEsmeraldas, en tanto que el superior con la Formacin Colorado es concordante.

1.3.2.14 Formacin Colorado. La unidad es considerada del Oligoceno superior alMioceno inferior. Contiene en su parte inferior arcillolitas rojizas, con

intercalaciones de areniscas, de grano grueso a conglomerticas, en capas deespesor variable, en la parte superior se compone de arcillolitas gris oscuras anegras, carbonosas, fosilferas, con intercalaciones de arenisca, de grano medio,en capas delgadas. El espesor es variable entre 3.9374.921 ft. Se considera quelos sedimentos de esta unidad se depositaron bajo condiciones fluviales. LaFormacin Colorado descansa concordantemente sobre la Formacin Mugrosa ysu contacto superior con el Grupo Real es discordante.


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1.3.2.15 Grupo Real. La edad se considera del Mioceno medio al Plioceno. Estegrupo se ha subdividido en cinco formaciones que de base a tope son:

Formacin Lluvia.compuesta por conglomerados. Formacin Chontorales. Compuesta por areniscas conglomerticas

yarcillolitas. Formacin Hiel. Compuesta por arcillolitas grises y gris rojizas conareniscas. Formacin Enrejado. Compuesta por arcillolitas con alternancia de areniscas. Formacin Bagre. Compuesta por areniscas conglomerticas.

El espesor total es de 11.811 ft. El ambiente de depsito de estos sedimentos esinterpretado como fluvial. Regionalmente existen inconformidades estratigrficas biendefinidas entre el Grupo Real con la infra yacente Formacin Colorado y elsuprayacente Grupo Mesa.

1.3.2.16 Grupo Mesa. La edad es considerada de Pliocena-Pleistocena. Est

constituida por areniscas, limolitas y conglomerados dbilmente consolidados yconsiderados como depsitos de origen fluvial. Tiene un espesor entre 984 1788 ft.

1.3.3 Geologa Estructural. La geologa estructural se encuentra al sureste de laCuenca del Valle Medio del Magdalena, est generalizada por un monoclinal conrumbo suroeste-noreste y con un buzamiento suave hacia el este.

El sistema de fallas regionales son de tipo normal y se crearon en la cuenca durante elagrietamiento ocurrido en la poca Jurasica. La mayor discordancia angular delPalozeno- Cretacio identificada en la cuenca es considerada como el resultado del

levantamiento de la cordillera central en el Cretacio tardo que transfiri la cuencamarina del Cretacio dentro de una superficie de depsitos del pie de monte.

Los sistemas antes mencionados, que se encuentran en el subsuelo son de carctertranstensivo, por lo que generan fallas de apariencia normal, que por lo generalpresentan el bloque hundido hacia la cuenca. La unin de estos sistemas de fallasgenero cierres estructurales de tamaos considerables, que a la vez contribuyeron a laacumulacin de volmenes importantes de hidrocarburos, tales como los encontradosen los campos ubicados en la zona, que estn relacionadas con la falla Velsquez yCocorn.

La figura 3 muestra la presencia de pliegues bajo superficies de cabalgamiento,estructuras dplex, estructuras con cierres de falla y trampas estratigrficas presentesa lo largo de la cuenca del Valle Medio del Magdalena.

Figura 3. Corte estructural de la cuenca del Valle Medio del Magdalena


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Fuente.ANH. Agencia nacional de hidrocarburos. Mapa de cuencas [en lnea]http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas-sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdf[citado el 1 de mayo de 2014]

El Campo Moriche se encuentra ubicado en la interseccin de dos importanteselementos estructurales: El monoclinal de Velsquez con una tendencia Noreste Suroeste, y una suave inclinacin de 5 - 7 al Sur este, y el sistema de Fallas deVelsquez - Palaguaen direccin Sureste-Noroeste.

La acumulacin es controlada por el cierre estructural generado por la prolongacin dela Falla de Velsquez - Palagua al noreste, asociada a una falla normal decabalgamiento al Noroeste-Sureste, con un estilo muy similar al Campo Velzquez, Lasfallas normales asociadas con esta acumulacin hacen que el bloque tenga buzamientohacia el este, con un desplazamiento de +/- 100 ft en la falla principal y de 50 a 80 ft en

la fallas secundarias.

1.3.4 Geologa del petrleo. El grupo Chuspas pertenece a la secuencia inferiorde arenas de la poca del oligoceno subdividida en tres unidades A, B y C y lazona inferior del basamento considerada como la zona principal de presencia dehidrocarburos en el rea Moriche. La Unidad A es una zona saturada con aguasalada donde no se presenta inters alguno. La unidad B es el yacimientoobjetivo en el campo Moriche, las unidades individuales de arena no sonuniformes ni continuas lateralmente lo que dificulta su correlacin entre pozos,las principales ricas tienen espesores entre 2 y 60 ft representadas por cuerpos

de aren individuales limitados arealmente y con discontinuidad lateral en algunoscasos. La unidad C presenta acumulacin de hidrocarburos pero no ha sidoexplotada. La zona inferior del basamento es la zona de inters donde se estnrealizando estudios.

Dentro de los principales eventos que hacen parte de la geologa del petrleo de laCuenca Valle Medio del Magdalena, se destacan entre otros, los siguientes.
http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas-sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdfhttp://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas-sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdfhttp://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas-sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdfhttp://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas-sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdfhttp://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas-sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdf


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1.3.4.1 Roca Fuente. Para esta seccin de la Cuenca del Valle Medio delMagdalena, se tiene como Roca Generadora a la Formacin la Luna, FormacinSimit y Formacin Tablazo las cuales estn compuestas principalmente porcalizas de alto contenido en matriz micritica y shales calcreos con granpresencia lutitas ricas en materia orgnica. El TOC varia de 1 a 6% lo cual indica

que el carbono orgnico total es bueno a excelente. El tipo de kerogeno es tipo IIy su RO varia de 1,1 a 1,2% siendo una roca fuente madura.

1.3.4.2 Roca Reservorio. Las rocas almacn en esta parte de la cuenca sonareniscas de origen continental, depositadas en un ambiente de canalesentrelazados de edad del Eoceno-Oligoceno, correspondientes a los gruposChuspas y Chorros. La permeabilidad vara entre los 150 y 2000 md.

1.3.4.3 Roca Sello. Las lutitas marinas de las formaciones Simit y Umirrepresentan los sellos de los potenciales reservorios cretcicos. En contraste,las arcillolitas plsticas continentales de las formaciones Esmeralda y Colorado

constituyen los sellos para los reservorios cenozoicos.1.3.4.4 Migracin. La roca generadora se encuentra ubicada en la parte msprofunda de la cuenca, y de esta zona se han generado y expulsado loshidrocarburos que a su vez migraron por la unidades terciarias arenosas,buzamiento arriba hacia el occidente.

1.3.4.5 Trampa. Cuatro importantes tipos de trampas han sido identificadas,Pliegues contraccionales asociados a fallas bajo superficies de cabalgamiento,estructuras dplex de cabalgamiento con cierre independiente. Cierresdependientes de falla y trampas en el lado bajo de las fallas sellantes.

1.3.5 Caracterizacin de los granos. De acuerdo a un estudio de integrado degeologa y petrofsica de las arenas de formacin chuspas del oligoceno diferenciado,se tomaron seis tipos de roca para las zonas A y B. Donde se describieron suscaractersticas de la siguiente manera:

Roca Tipo 1. Presentan arenas cuarzosas y conglomeriticas, con una matrizarenosa pobremente seleccionada la cual contiene granos angulares y subangulares en tamaos que varan de 0.3 a 1.75 mm de dimetro.

Roca Tipo 2. Son arenas medianamente cuarzosas con presencia poco

frecuente de arenas conglomeriticas, la matriz de la arena es pobrementeseleccionada. Los granos tienen forma angular a subangular con tamao degrano de 0.10 a 0.68 mm de dimetro.

Roca Tipo 3.Las arenas son de grano fino a muy fino y estn moderadamentebien seleccionadas. El tamao de grano se encuentra en un rango de 0.10 a0.20 mm de dimetro.


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Roca Tipo 4. Son arenas arcillosas, caracterizadas por tener un tamao de rocade 0.32 a 0.14 mm.

Roca Tipo 5. Son arenas arcillosas, el espacio intergranular de la roca est llenopor lutita detrtica dispersa.

Roca Tipo 6. Son rocas tipo lutitas y lutitas saladas.

1.3.5.1 Composicin qumica y granulomtrica. Durante el ao 2009 se llev acabo un estudio de difraccin de rayos X (XRD) y un anlisis SEM(ScanningElectronMicroscopy) para determinar el contenido de arcilla de laformacin y la composicin mineralgica de esas arcillas, como se muestra en latabla 1, llegando a identificar la roca como arenisca arcillosa pobrementesorteada y poco consolidada, con evidencia de presencia de caolinita llenandoespacios intergranulares entre cuarzos y feldespatos (Figura 4).

Tabla 1.Anlisis Bsico Pozos MOR-Q02 y MOR-E03.Numero

demuestra

Profundidad[ft]

Tensin netade

confinamiento[psig]

Porosidad[%]

Permeabilidad[mD]

PermeabilidadKlinkenberg

[mD]

Densidadde grano[g/cm3]

1-Q-02 1.954,70 1.500 24,7 308 295 2,612-E-03 1.980,10 1.500 28,2 798 761 2,623-E-03 2.035,80 1.500 27,2 145 133 2,614-E-03 2.123,60 1.500 26,5 894 853 2,63

Fuente. Datos generales de campos MansarovarEnergy Colombia

Figura 4.Presencia de Caolinita en muestras del pozo MOR-E03.


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Fuente.

1.4 Historia de produccin del campo Moriche.

El campo Moriche fue descubierto en Agosto de 1983 con la perforacin del pozo

Laurel 01. El desarrollo de Moriche Fase I esta rea inicia en 2008 con la perforacinde 110 pozos que producen entre 30 y 60 BOPD en frio.

En 2009, se aprueba la comercialidad por parte de Ecopetrol de Moriche Fase II. Enesta rea se han perforado 260 pozos con una produccin que vara en la zona Norteentre 8-20 BOPD y la zona Centro-Sur entre 20-60 BOPD. Tres aos despus, enseptiembre de 2012 se aprueba Moriche Fase III.

Al norte de Moriche Fase III, el campo cuenta con un rea buffer de 1300 acres y OOIPestimado de 240 MMB. A la fecha se han perforado cuatro pozos exploratorios en elrea: MOR-Norte11, MOR-Norte12, MOR-Norte20 y MOR-Norte22 (cerrado desdeoctubre/2011), los cuales han presentado un potencial en frio de 20 BOPD enpromedio.

Moriche Fase 1. El desarrollo de la primera fase de Moriche (Fase 1) se llev acabo durante los aos 2008 y 2009, en los cuales se perforaron los 110 pozospropuestos en el Plan de Desarrollo. Durante el 2013 se perforo un pozoinfill(Mor-T06) y durante el 2014 se contempla la perforacin de los restantes 59pozos para completar el programa propuesto del proyecto Moriche Fase 1 - infill.

Moriche Fase 2.A principios del 2010 se inici el desarrollo de la Fase 2 deMoriche, una vez aprobada la Extensin de Comercialidad y el Plan de

Desarrollo del proyecto. A finales de 2011 se haban perforado 240 pozosadicionales a los 15 pozos de avanzada existentes; de estos, 96 pozos fueronperforados en el 2010 y 144 pozos en el 2011. Durante la vigencia de 2012 seperforaron 4 pozos adicionales de desarrollo en esta rea y en el ao 2013 solose perforo un pozo adicional en el rea (el Mor-BA09).

Moriche Fase 3.La campaa de desarrollo en esta fase se inici en la vigencia2012 con la perforacin de 23 pozos de desarrollo ms 1 pozo de avanzada,para untotal de 24 pozos.Los 57 restantes de desarrollo contemplado dentro delPlan de Desarrollo, se perforaron durante el 2013.

1.4.1 Pozos exploratorios. A travs del tiempo se han perforado cinco pozosexploratorios en el Campo Moriche: Balso-1, Morche-1, Laurel-1, MoricheSur-1 yMoricheNorte-1. Los resultados de produccin arrojados se muestran en la tabla2.

Tabla 2. Resultados de produccin campos exploratorios

Campo Tipo Fecha Resultados de la Production

Laurel-1 Frio 1983.2.12-20 bfpd44% BS&W11

bopd


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Balso-1 Frio 1984.6.4- 20 bfpd30% BS&W14bopd

Moriche-1 Frio 1987.12.29- 54bfpd5% BS&W51bopd

Moriche-S-1 Frio 2007.5.7-9.13 66 bfpd1.8% BS&W65bopd

Moriche-N-1 Frio 2007.10.7-10.28 >100bfpd1.0% BS&W

Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia.

Laurel-1.En 1983 fue el primer pozo perforado en el rea de Moriche, llegando auna profundidad total de 1.441 ft en el basamento metamrfico. Localizado alNoreste de Moriche-1, con una seccin de arena petrolfera de 64 pies.Completado con revestimiento con un resultado de produccin de 11 BOPD degravedad API 11,4 y un corte de agua del 44%.

Balso-1. Este pozo fue perforado en 1983 con una profundidad de 2.703 ft en elbasamento metamrfico. La seccin de arena petrolfera es de 85 ft en la que se

realiz un completamiento dual. En Junio de 1.984 fue sometido a una inyeccinde vapor durante 30 das, con un calor total inyectado de 3.883 MMBTU, laproduccin obtenida fue de 20 BFPD con un 32% de BS&W, 14 BOPD congravedad API de 14.

Moriche-1. En 1987 fue perforado, ubicado a 2 km del noreste del pozo Balso-1;a una profundidad de 2.424 ft dentro del basamento metamrfico, 338 ft ms altoestructuralmente a nivel de basamento que Balso-1. Se encontr una seccin dearena petrolfera de 109 ft netos, mejor desarrollada que la del pozo Balso-1. Secomplet y se prob en 1.987 dando una produccin de 54 BFPD con 5% deBS&W y 51 BOPD de 12,8 grados API en frio.

En 2.001 fue sometido a inyeccin de vapor llegando a una tasa de 405 BOPDcon un corte de agua del 11,2% mostrando una buena respuesta a la inyeccinde vapor.

MoricheSur-1. En 2007 se perfor alcanzando una profundidad de 2.998 ft en elbasamento metamrfico. Localizado a un 1 km al sur de Balso-1aproximadamente y 55 ft ms bajo estructuralmente que Balso-1. Su produccindesde 2.007 ha representado una tasa promedio de 65 BOPD y un BS&Wmenor que el 2% y gravedad API de 14,3.

MoricheNorte-1. Se perfor en 2.007 llegando a una profundidad de 1.800 ft enel basamento metamrfico. Localizado a 2,3 km al noroeste de MoricheSur-1 y670 ft ms alto estructuralmente que Moriche-1. Las pruebas de produccin enfrio hasta ahora son ms altas de los 100 BOPD con una gravedad API de 16.


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1.4.2 Mecanismos de produccin. Actualmente se carece de informacin histricade produccin y presin suficientes para determinar el o los mecanismos deproduccin imperantes en el rea Moriche, se estima que de acuerdo con laexperiencia obtenida a travs de la explotacin de los campos Teca y Nare sur,de caractersticas similares, el mecanismo de produccin podra ser una

combinacin de: compactacin de la formacin, empuje de gas en solucin,empuje parcial de agua. Estos mecanismos sern a su vez complementados conla inyeccin cclica de vapor de agua, como proceso de recuperacin de crudospesados, donde se obtiene una reduccin de la viscosidad del crudo y ladestilacin del mismo.

1.4.3 Grafica de produccin acumulada.Lagrafica 1 se presenta la produccin depetrleo de Campo Moriche, la cual se ha incrementado desde sus inicios en elao 2008 hasta el presente, debido a tcnicas usadas para el calentamiento delreservorio como la inyeccin de vapor con la cual se logra un aumento en laproduccin debido a la reduccin en la viscosidad del crudo.

Grafica 1.Produccin de crudo en el Campo Moriche

Fuente.Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia.

1.5 Propiedades del Yacimiento.

El yacimiento es crudo con gas asociado y su extensin es de 1.085 acres en las

unidades productoras y el contacto agua aceite para toda la acumulacin de aceitedel Area Moriche, fue estimado a una profundidad de -2700 pies y se ha determinadouna el ms bajo nivel de crudo (LKO) a una profundidad de -2185 pies en el pozoMoriche Sur-1. Indicando, que la seccin total del yacimiento (Zona B, C y Zonal Basal)est por encima del contacto agua-aceite en el rea comercial de Moriche.

La cuantificacin del OOIP y de las reservas, estn basados en la interpretacinssmica 2D disponible, en informacin de registros elctricos de pozos Balso-1,


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MoricheSur-1, MoricheNorte-1 del Campo Moriche y en resultados de pruebas deproduccin a los pozos. El primer clculo de OOIP estaba en un rango entre 147MMBls y 64 MMBls, como se muestra en la tabla 3. Las variaciones se debenprincipalmente a la variacin en las propiedades petrofsicas del yacimiento y a losespesores netos de arena obtenidos de registros elctricos o corazones.

Tabla 3.Resultados Histricos de la Evaluacin del OOIP.

CompaaFecha

evaluac.AreaAcres

Ave %

Ave Sw%

Net payFt

OOIPMMBL

ReservasMMBL

TEXAS 1988 1085 19.2 44 77 64 12.8OMIMEX 2003 1085 26 40 100 127 25.4OMIMEX 2004 1085 20 45 160 143 28.6

NSAI 2007 1085 NA NA NA 147 25.0Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

Recientemente 2010, se ha realizado un recalculo del OOIP de los intervalosproductores para el rea comercial de Moriche, partiendo de un rea de 1.085 acres y

un factor volumtrico de estudios previos de 1,035. Los parmetros de petrofsica y elvalor de espesor neto son presentados en la tabla 4.

Tabla 4. Parmetros para el clculo del OOIP

Arena Superior B 1.713 6611,4 125,8 24,6 46,8 1.035 815.800.000

Arena inferior B 2.109 6611,4 35,1 23,9 43,2 1.035 236.200.000

Total 1.052.000.000

Bo

[bl/bl]

Petroleo Original en

Sitio [bbls]

Profundidad

Prom. [ft]

Area

[acres]

Espedor

Neto [ft]

Porosidad

[%]

Sw

[%]

Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

1.4.1 Porosidad, Permeabilidad y Saturacin del yacimiento. Para los pozos

exploratorios del Campo Moriche se realizaron anlisis de muestra de pareddonde se obtuvieron los clculos de porosidad, permeabilidad y saturacin dehidrocarburos. Se determin que existen cambios de porosidad que varan entre19,3% a 38%, con un valor promedio de 27,3 % ver tabla 5. Las saturaciones msaltas del aceite residual estn alrededor del 40,8% obtenidas en muestras delpozo Moriche-1.

Tabla 5.Porosidades segn resultados de anlisis de muestra de pared

PozoN de

MuestrasIntervalos

Porosidad[%]

So[%]

PorosidadPromedio

[%]

Moriche-1 20 1847-2150 21,1-32,6 0,5-40,8 28,6

Balso-1 26 2056-2620 19,3-31,7 0-33,0 26,7Moriche-S-1 14 2378-2904 23,1-30,1 0-28,7 27,4Moriche-N-1 41 1254-1685 21,4-38 0-36,3 26,7Promedio 27,3


Para el rea en desarrollo actual el rango de permeabilidad se encuentra entre 8 y12.750 md con un valor promedio de 1.509 md como se muestra en la tabla 6.


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Tabla 6.Permeablidades segn resultados de anlisis de muestra de pared

Pozo MuestrasIntervalo

[ft]K [md]

KPromedio[

md]

Moriche-S-1 14 2378-2904 560-2750 1841

Moriche-N-1 41 1254-1685 150-2700 1177Moriche-1 20 1847-2150 8 - 230 101*

Promedio 1509


Con respecto a la saturacin de agua se encontraron valores entre 16,2% y 79,6% conun promedio para todas las zonas de 51%. La saturacin de agua est en un rangoentre 16,2% y 60,6% y un valor promedio de 39,8%vasetabla 7.

Tabla 7.Saturacin de agua segn resultados de anlisis de muestra de pared

Pozo Intervalo [ft] Sw [%] Sw prom [%]

Moriche-1 1847-2150 28,2-60,6 40,2MoricheSur-1 2462-2844 40,1-53,7 46,5

MoricheNor-1 1277-1685 16,2-49,7 32,6

Promedio 39,8


1.4.2 Arena Neta. No existe un anlisisde corazones para el rea especfica delCampo Moriche; no obstante, la similitud en trminos estructurales,estratigrficos y petrofsicos del intervalo productor con el del Campo Jazmn yTeca, permiten hacer analoga en el uso y anlisis de la informacin adquirida endichos campos, siendo bastante representativa de las condiciones del campoMoriche.

Los criterios de resistividad (cutoff) para los Campos Jazmn y Teca se encuentran enrangos cercanos de los 5 - 6 ohms; de acuerdo a los acuerdos de comercialidad para elCampo Moriche,a los anlisis de corazones y a los resultados obtenidos durante laperforacin y pruebas de produccin, sehan adoptado resistividades para las zonaspetrolferas con valores mayores o iguales a 5 ohms. Como cutoff para las arenasnetas del campo.

De acuerdo a estos criterios, se interpretaron los espesores netos petrolferos de lospozos exploratorios, dando como resultado arenas netas productoras de los 5 pozosexploratorios en un rango de 55 a 154 pies, con un espesor neto promedio para elCampo Moriche de 101 pies, como se muestra en la tabla 8.

Tabla 8 Espesor Neto de los Pozos ExploratoriosPozos

ContenidoMoriche-1 Balso-1 Laurel-1

MoricheSur-1

MoricheNorte-1 Promedio

Espesor de arenaproductora (RT 5

ohmm, 19%)101 101 154 96 55 101


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Tope MD/SSTVD, ft 1846/1369 2054/1609 990/565 2280/1797 1214/7862240 / 1780

Fondo MD/SSTVD, ft 2140/1663 2632/2187 1298/873 2750/2267 1556/1128

Intervalo TVD, ft 294 578 308 470 342 398Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

1.4.3 Caractersticas de los fluidos. El hidrocarburo producido en el Campo Morichetiene unagravedad API a 60Fque va desde 12.4 a 16 API, con promedio paratodo el campo de 13.4 API, lo que facilita su manejo comparado con crudosproducidos en los campos aledaos de la Asociacin Nare Bloque B, cuyosvaloresestn entre 11.5 y 12.5 API.

En septiembre de 2007 se realizaron pruebas de viscosidad al crudo del pozoMoricheSur-1 arrojando valores de 1.050 cp (1.050 mPas) @ 110F.

En el mismo ao, en el pozo MoricheSur-1 se realiz un registro MPLT y un anlisisPVT, cuyos anlisis se presenta en la tabla 9.

Tabla 9.PVT Anlisis de crudo de la prueba de Produccin.

PozooAPI

FlashPoint[oC]

BubblePoint[Psi]

GOR[scf/stb]

PourPoint[oC]

Form.VolumeFactor

[stb/stb]

Balso-1 14.0

Moriche-1 12.8Laurel-1 12.4

Moriche-S -1 14.3 86 269 70 NA NA

Moriche- N-1 16.1

Promedio 13.4 1.035


El valor de factor volumtrico obtenido en el pozo MoricheSur-1 de 1.025 RB/STB delMPLT, no es valor representativo para el Campo Moriche por ser bastante diferente aBo obtenidos en campos aledaos, similares. Por esto se toma un valor de 1.035BB/STB como factor volumtrico para el Campo Moriche, basado en analogas ycorrelaciones usadas en campos similares del rea.

1.4.4 Viscosidad y Temperatura del crudo. Durante la medicin de la viscosidad delfluido en tres pozos del campo Moriche, se observa la tendencia de esta adisminuir bruscamente ante el aumento de la temperatura., como se observa en

la tabla 10 y en la grfica 2. La viscosidad promedio obtenida del crudo del pozoMoriche Sur-1, a 100 F fue de 2176 cp y 96 cp a 180 F.

Tabla 10.Viscosidad Vs. Temperatura del crudoPozo 100

oF 122

oF 130

oF 160

oF 180

oF 210

oF

Balso-1 2025 903Moriche-1 2767 590 96

Moriche-S-1 1737 623 40Moriche 2176 763


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AverageTeca-1 4031 839 138 59

Jazmin-1 5095 721Fuente. Datos generales de campo MansarovarEnergy ColombiaGrafica 2. Grafica de Viscosidad vs. Temperatura Moriche-1 y Teca-1


1.4.5 Salinidad del agua de formacin. La salinidad promedio del agua deformacin del campo est entre 13.000 mg/l y 23.000 mg/l, con un promedio de20.500mg/l, iones Cl-, de acuerdo con anlisis realizados al agua de produccin,vase tabla 11.

Tabla 11.Salinidad del Agua de Formacin.Nombre del Pozo Cl

-(mg/l)

Moriche-1 N/ABalso-1 1800023000Laurel-1 13000-19000

Promedio 20500


1.4.6 Gas en Solucin. La gravedad especifica del gas asociado es de 0,65(gravedad del aire=1), sin presencia de H2S, de acuerdo a cromatografasrealizadas para el gas del pozo MoricheSur-1. Segn anlisis de crudo en lospozos Moriche-1 y Balso-1, el gas en solucin est compuesto principalmente demetano (98,4-99,1% molar), N2 (0,3-0,8% molar) y CO2 (0,4-0,6% molar).

1.4.7 Presin y Temperatura de Formacin. A partir de pruebas de cierre PBUrealizadas en los pozos MoricheSur-1 y Moriche-1 se obtuvo un gradiente depresin de 0,395 psi/ft y un gradiente de temperaturade 0,11F/ft, con una presiny temperatura a 2278 ft TVDde 851 psia y 105F respectivamente.

Para el Campo Moriche el valor promedio de presin inicial de yacimiento alDatum(1.600 ft TVD) es de 939 psi como se muestra en la tabla 12. La presin de


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formacin calculada al punto medio del intervalo productor (-1780 ft TVDSS promedio)es de 1.010 psi y la temperatura inicial medida en el mismo punto es de 110F,segngradientes registrados en el pozo Moriche-1.

Tabla 12.Presin y Temperatura de Formacin

Pozo Temp. en fondo[oF]

P alDatum[psi

]Test date Test

MethodDatum[

ft]TD[ft]

Balso-1 NA 937 -1600 2703

Moriche-1 108 941 Nov.7, 2001 buildup -1600 2424

Moriche-S-1 105 851 Aug.30, 2007 buildup -1600 2998

Moriche-N-1 -1600 1800

Promedio 108 939

Fuente.Datos generales de campo MansarovarEnergy Colombia