Generalidades Del Campo Moriche

1. GENERALIDADES DEL CAMPO MORICHE.

En este capítulo se presentan las generalidades del campo Moriche en lo relacionado a su historia, localización, marco geológico, estructura geológica, geología del petróleo e historia de producción. 1.1 Reseña Histórica. El campo Moriche perteneciente al contrato de Asociación Nare, la cual fue firmada el 3 de Septiembre de 1.980, cubriendo una extensión original de 383.267 acres (155.106 hectáreas), comprendida por las empresas Ecopetrol y Mansarovar Energy Colombia, con una participación 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 se encuentran adscritos al contrato en la cuenca del Valle Medio del Magdalena. El desarrollo del campo se vio reflejado con la perforación del pozo Laurel 01 que permitió descubrir la acumulación de aceite en el área Moriche Buffer. La perforación de este pozo exploratorio estuvo soportada en la información del programa sísmico de 1.982 suministrado por Texaco en la cuenca del Valle Medio del Magdalena. Posteriormente, en 1.989, Ecopetrol concedió la comercialidad del campo Moriche a la Texas Petroleum Company, al trascurrir el tiempo mediante la resolución 1.378 de diciembre de 2.003 el Ministerio de Medio Ambiente y Desarrollo territorial otorgó licencia ambiental global a la empresa Ominex de Colombia Ltde. para el proyecto denominado desarrollo del campo Moriche. Esta licencia ambiental fue modificada en su primer artículo mediante la resolución 100 del 18 de enero de 2.007, este cambio se realizó con el objetivo de modificar el titular de la licencia por la empresa Mansarovar Energy Colombia Limited y así dar inicio a la comercialidad del campo a nombre de este titular. La compañía Mansarovar Energy Colombia probó la trampa a través de los pozos Moriche Norte 01, Moriche Norte 02, Moriche Norte 03, Moriche Norte 04, Moriche Norte 05, Moriche Norte 06, Moriche Sur 01, Moriche Sur 03 y Moriche Sur 11, los cuales fueron perforados durante los años 2.006, 2.007 y 2.008. Actualmente el sector cuenta con una extensión total de 40.920 acres, dentro del cual se incluyen los 10.729 acres del campo Moriche, sobre el cual se han desarrollado comercialmente el proyecto Fase I y Fase II con 1.119 y 3.773 acres respectivamente. Al evaluar y confirmar el potencial petrolífero del área se ha llevado acabo las fases de desarrollo: Fase I con 110 pozos productores, Fase II con 178 pozos productores,

adicionalmente se han perforado 8 pozos exploratorios en la franja oriental del campo de los cuales 5 se encuentran en el área solicitada como Fase III.

1.2 Localización. El campo Moriche se encuentra ubicado en el departamento de Boyacá, en límites con los departamentos de Antioquia y Santander, en el flanco occidental de la cuenca del Valle Medio del Magdalena. Limita por el norte con el rio Magdalena, por el oeste con el campo Abarco, por el sur con el campo Palagua y al este el límite del contrato de asociación Nare. El campo Moriche de acuerdo con la compañía Mansarovar Energy Colombia se encuentra ubicado hacia el límite sur oeste de la cuenca del valle Medio del Magdalena entre las cordilleras central y oriental del país, en el departamento de Boyacá, en el municipio de Puerto Boyacá en la vereda de paragua; de acuerdo a lo anterior y para una mejor referencia se muestra en la figura 1 la localización general del bloque Nare B mostrando en este la ubicación del campo Moriche, vías de acceso, cuerpos de agua, entre otros. Para llegar el campo Moriche en el Bloque Nare, ubicado en el departamento de Boyacá, en el municipio de Puerto Boyacá partiendo de Bogotá D.C se sale por el occidente tomando la ruta transversal 50 también llamada autopista Medellín o calle 80 por cerca de 160 km para llegar al casco urbano del municipio de Honda en el departamento del Tolima, antes pasando por los municipios de La Vega, Villeta y Guaduas. Después de llegar al casco urbano del municipio de Honda se prosigue a tomar hacia el norte la troncal del Magdalena o también llamada ruta 45, siguiendo por esta troncal hacia el norte, se pasa por el municipio de La Dorada por cerca de 90 km. Para llegar al bloque Nare B en el municipio de Puerto Boyacá, en el departamento de Boyacá en límites con los departamentos de Santander hacia el norte y Antioquia hacia el occidente cruzando el rio Magdalena.

1.3 Marco Geológico del Campo Moriche. Dentro de la cuenca se destaca la presencia de la Formación Jurásica Girón que se ubica bajo sedimentos marinos del Cretáceo, compuestos principalmente por esquistos arcillosos y carbonatos. Los esquistos arcillosos de las Formaciones Simití y Paja parecen ser la roca fuente de las arenas de la Formación Mugrosa, cuya migración probablemente se produjo a lo largo del sistema de fallas. Las Formaciones Mugrosa y Colorado son secuencias de arena y esquistos arcillosos que luego se depositaron a lo largo del período Paleoceno. Actualmente se sabe que el tectonismo de compresión durante la época del Paleoceno temprano, reactivó las fallas de los quebradizos carbonatos del Cretáceo y solo causó una ligera estratificación en las rocas más dúctiles del Paleoceno, que son los yacimientos de interés del Campo Moriche. A continuación se encuentra la descripción de la columna estratigráfica y de cada una de las formaciones geológicas que conforman la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. 1.3.1 Columna Estratigráfica. El Campo Moriche presenta un ordenamiento estratigráfico particular donde se observan secciones intercaladas de arenas continentales y arcillas irregulares del Terciario y sobre el pre- terciario u n

basamento formado por rocas ígneas y metamórficas, como se muestra en la figura 2.

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

Fuen te. ROYERO GUTIÉRREZ, José María y CLAVIJO, Jairo. Mapa Geológico Generalizado Departamento de Santander. Instituto de Investigación e Información Geocientífica, Minero-Ambiental y Nuclear Ingeominas. Memoria Explicativa. 2001. p. 28.

1.3.2 Descripción de formaciones geológicas. De acuerdo con CLAVIJO y

ROYERO1, la Cuenca Valle Medio del Magdalena presenta una estratigrafía descrita en las siguientes formaciones.

1.3.2.1 Grupo Girón. Se establece en la edad Jurásica superior- Cretacico

inferior. Está compuesta por lodolitas alternadas con areniscas rojizas las cuales van de un grano fino a un grano grueso. Cuenta con un espesor es de 360 ft. El ambiente de sedimentación es continental, fluvial a lacustre. La formación Girón reposa en discontinuidad estratigráfica sobre las formaciones Bocas y Jordán e infrayacen concordantemente a la Formación Los Santos . 1.3.2.2 Formación Los Santos. Es considerada de edad Berriasiano – Hauteriviano. Está constituida por areniscas conglomeráticas, lodolitas rojo grisáceas y cuarzo areniscas gris amarillentas, con estratificación cruzada, en capas tabulares de espesores variables 715 ft interpretadas como depósitos fluviales acumulados por corrientes trenzadas. El ambiente en el cual se depositó es continental en una transición al marino. El contacto inferior de esta unidad es concordante con la Formación Girón, mientras que el contacto superior es concordante con la suprayacente, Formación Cumbre. 1.3.2.3 Formación Cumbre. Se le asignan una edad Berriasiana. Está constituida por areniscas color gris oliva, cuarzosas, de grano fino, con cemento silíceo. El depósito se asume en un ambiente de dominio marino marginal sobre una llanura costera aluvial. El espesor es de 450 ft. El contacto superior de la Formación Cumbre es gradual o transicional y la supra yacente Formación Rosa Blanca.

1 CLAVIJO, Jairo y ROYERO, José María. Mapa Geológico Generalizado Departamento de Santander. Instituto de Investigación e Información Geocientífica, Minero-Ambiental y Nuclear Ingeominas. Memoria Explicativa. 2001. p. 24.

1.3.2.4 Formación RosaBlanca. La edad comprende el intervalo Valanginiano-

Hauteriviano inferior. Está compuesta en su parte inferior por capas de caliza y yeso, hacia la parte superior consta de areniscas y lodolitas calcáreas. En la parte inferior presenta depósitos evaporíticos como yeso y polihalita que indican una hipersalinidad en las condiciones de depositacíon, el resto de la secuencia se depositó en un medio marino somero en condiciones neríticas. El espesor varía de 150 a 425 m (492 – 1395 ft). Las relaciones estratigráficas de esta unidad con la infrayacente Formación Cumbre y la suprayacente Formación Paja son concordantes. 1.3.2.5 Formación Paja. La edad ha sido determinada del Barremiano inferior al

Aptiano inferior. Está constituida por lutitas y shales gris oscuros a azulosos con intercalaciones de areniscas gris amarillentas, de grano fino, con algunas intercalaciones de shales grises, localmente limosos a arenosos, con intercalaciones de areniscas gris amarillentas, de grano fino, también pequeñas intercalaciones de calizas grises, localmente arenosas. El espesor varía entre 410 – 2051 ft. Se estima que secuencia de esta formación consiste en calizas gris a negras, arcillosas de color negro, su depósito tuvo lugar en un ambiente continental. El límite estratigráfico de esta unidad con la suprayacente Formación Tablazo es concordante. 1.3.2.6 Formación Tablazo. Su edad es considerada del Aptiano superior-

Albiano inferior. La con niveles intercalados de arcillolitas grises a gris azulado, calcáreas, fosilíferas, en capas medianas a gruesas, con intercalaciones de areniscas grises, grano fino a medio, arcilloso, levemente calcáreo, en capas delgadas. El espesor varía entre 492 – 1066 ft. El ambiente de depósito parece corresponder a condiciones neríticas, poco profundas La Formación Tablazo se encuentra en contactos concordantes con la infrayacente Formación Paja y la suprayacente Formación Simití.

1.3.2.7 Formacion Simití. Su edad se ha establecido como Albiano superior-

Cenomaniano. Consta de shales grises a negros, carbonosos, levemente calcáreos, con cementaciones calcáreas hasta de 3 m y con intercalaciones de areniscas y calizas grises, localmente arcillosas y fosilíferas en capas delgadas. Su espesor varía entre 820 – 2132 ft. Las condiciones de sedimentación fueron neríticas de aguas intermedias a profundas. Los contactos de la Formación Simití son concordantes con la infrayacente Formación Tablazo y suprayacente Formación La Luna. 1.3.2.8 Formación La Luna. Se le asigna una edad del Turoniano al Santoniano.

La unidad está constituida por calizas gris oscuras, arcillosas, lutitas grises a negras, calcáreas, en capas delgadas, lutitas gris oscuras con delgadas intercalaciones de calizas arcillosas, concreciones de calizas con fósiles. En el Valle Medio del Magdalena, la Formación La Luna se subdivide en tres miembros: el inferior Salada, el intermedio Pujamana y el superior Galembo. El espesor varía entre 902 – 1886 ft. El ambiente de depositacíon es marino de aguas relativamente poco profundas, con poca ventilación en el fondo. El contacto de la Formación La Luna con la infrayacente Formación Simití es concordante. Entre las formaciones La Luna y Umir existe una ligera discontinuidad estratigráfica. Se le asigna una edad del Turoniano al Santoniano. 1.3.2.9 Formación Umir. La edad es del Campaniano-Maastrichtiano. Consta de shales grises a negros, carbonosos, con concreciones ferruginosas, lutitas grises a gris oscuras, carbonosa, intercalaciones de areniscas y limolitas, grises, carbonosas y micáceas. El espesor se ha calculado entre 3281 – 4593 ft. La Formación Umir descansa en discontinuidad estratigráfica sobre el Miembro Galembo de la Formación La Luna. El contacto superior con la suprayacente Formación Lisama es concordante. 1.3.2.10 Formación Lisama. La edad de la formación es del Paleoceno. La unidad se encuentra constituida por una secuencia de lutitas abigarradas, alternadas con areniscas grises, verdosas y pardas, de grano fino a medio y algunas capas delgadas de carbón. . El espesor alcanza hasta 1.225 m (4019 ft). El depósito de estos sedimentos ocurrió en un ambiente bajo condiciones lagunares deltáicas. Esta unidad presenta un contacto normal y continuo con la infrayacente Formación Umir. El contacto superior con la Formación La Paz, está determinado por una discordancia regional bien marcada.

1.3.2.11 Formación La Paz. La unidad se considera del Eoceno superior La secuencia estratigráfica está compuesta por areniscas grises, conglomeráticas, conglomerados, limolitas y grandes paquetes de lutitas grises. El espesor en la sección es de 3.281 ft, pero generalmente presenta variaciones locales. El depósito de los sedimentos de esta unidad se desarrolló en un ambiente de corrientes trenzadas. La Formación La Paz descansa discordantemente sobre la Formación Lisama su contacto superior con la Formación Esmeraldas es concordante y continuo. Conforme a su posición estratigráfica.

1.3.2.12 Formación Esmeralda. La unidad es del Oligoceno. Se compone de areniscas grises y verdosas, de grano fino, con intercalaciones de limolitas y lutitas moteadas de rojo, púrpura y pardo además contiene algunas capas delgadas de carbón. El espesor se ha calculado en unos 3.937 ft. El ambiente de depositacíon fue bajo condiciones lagunares deltáicas. El contacto inferior con la Formación La Paz es concordante, mientras que el contacto superior está determinado por una posible discordancia con la Formación Mugrosa. 1.3.2.13 Formación Mugrosa. La unidad es considerada del Eoceno superiorOligoceno inferior. Está compuesta en su parte inferior por areniscas gris verdosas, de grano fino a medio, con intercalaciones de lodolitas grises a azulosas y algunas capas de areniscas conglomeráticas, la parte media consta de shales moteados con algunas intercalaciones de arenisca, en la parte superior hay lodolitas moteadas, fosilíferas. El espesor varía entre 1.640 – 2.625 ft. El ambiente de depósito se considera como continental fluvial. El contacto inferior de la Formación Mugrosa es aparentemente discordante con la Formación Esmeraldas, en tanto que el superior con la Formación Colorado es concordante. 1.3.2.14 Formación Colorado. La unidad es considerada del Oligoceno superior al Mioceno inferior. Contiene en su parte inferior arcillolitas rojizas, con intercalaciones de areniscas, de grano grueso a conglomeráticas, en capas de espesor variable, en la parte superior se compone de arcillolitas gris oscuras a negras, carbonosas, fosilíferas, con intercalaciones de arenisca, de grano medio, en capas delgadas. El espesor es variable entre 3.937 – 4.921 ft. Se considera que los sedimentos de esta unidad se depositaron bajo condiciones fluviales. La Formación Colorado descansa concordantemente sobre la Formación Mugrosa y su contacto superior con el Grupo Real es discordante.

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

Formación Lluvia. compuesta por conglomerados. Formación Chontorales. Compuesta por areniscas conglomeráticas yarcillolitas. Formación Hiel. Compuesta por arcillolitas grises y gris rojizas conareniscas. Formación Enrejado. Compuesta por arcillolitas con alternancia de areniscas. Formación Bagre. Compuesta por areniscas conglomeráticas.

El espesor total es de 11.811 ft. El ambiente de depósito de estos sedimentos es interpretado como fluvial. Regionalmente existen inconformidades estratigráficas bien definidas entre el Grupo Real con la infra yacente Formación Colorado y el suprayacente Grupo Mesa. 1.3.2.16 Grupo Mesa. La edad es considerada de Pliocena-Pleistocena. Está constituida por areniscas, limolitas y conglomerados débilmente consolidados y considerados como depósitos de origen fluvial. Tiene un espesor entre 984 – 1788 ft. 1.3.3 Geología Estructural. La geología estructural se encuentra al sureste de

la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, está generalizada por un monoclinal con rumbo 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 el agrietamiento ocurrido en la época Jurasica. La mayor discordancia angular del Palozeno- Cretacio identificada en la cuenca es considerada como el resultado del levantamiento de la cordillera central en el Cretacio tardío que transfirió la cuenca marina del Cretacio dentro de una superficie de depósitos del pie de monte. Los sistemas antes mencionados, que se encuentran en el subsuelo son de carácter transtensivo, por lo que generan fallas de apariencia normal, que por lo general presentan el bloque hundido hacia la cuenca. La unión de estos sistemas de fallas genero cierres estructurales de tamaños considerables, que a la vez contribuyeron a la acumulación de volúmenes importantes de hidrocarburos, tales como los encontrados en los campos ubicados en la zona, que están relacionadas con la falla Velásquez y Cocorná. La figura 3 muestra la presencia de pliegues bajo superficies de cabalgamiento, estructuras dúplex, estructuras con cierres de falla y trampas estratigráficas presentes a lo largo de la cuenca del Valle Medio del Magdalena.

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

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

El Campo Moriche se encuentra ubicado en la intersección de dos importantes elementos estructurales: El monoclinal de Velásquez con una tendencia Noreste – Suroeste, y una suave inclinación de 5 - 7° al Sur este, y el sistema de Fallas de Velásquez - Palaguaen dirección Sureste-Noroeste. La acumulación es controlada por el cierre estructural generado por la prolongación de la Falla de Velásquez - Palagua al noreste, asociada a una falla normal de cabalgamiento al Noroeste-Sureste, con un estilo muy similar al Campo Velázquez, Las fallas normales asociadas con esta acumulación hacen que el bloque tenga buzamiento hacia 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 Geología del petróleo. El grupo Chuspas pertenece a la secuencia inferior de arenas de la época del oligoceno subdividida en tres unidades A, B y C y la zona inferior del basamento considerada como la zona principal de presencia de hidrocarburos en el área Moriche. La Unidad A es una zona saturada con agua salada donde no se presenta interés alguno. La unidad B es el yacimiento objetivo en el campo Moriche, las unidades individuales de arena no son uniformes ni continuas lateralmente lo que dificulta su correlación 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 algunos casos. La unidad C presenta acumulación de hidrocarburos pero no ha sido explotada. La zona inferior del basamento es la zona de interés donde se están realizando estudios. Dentro de los principales eventos que hacen parte de la geología del petróleo de la Cuenca Valle Medio del Magdalena, se destacan entre otros, los siguientes. 1.3.4.1 Roca Fuente. Para esta sección de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, se tiene como Roca Generadora a la Formación la Luna, Formación Simití y Formación Tablazo las cuales están compuestas principalmente por calizas de alto contenido en matriz micritica y shales calcáreos con gran presencia lutitas ricas en materia orgánica. El TOC varia de 1 a 6% lo cual indica que el carbono orgánico total es bueno a excelente. El tipo de kerogeno es tipo II y su RO varia de 1,1 a 1,2% siendo una roca fuente madura. 1.3.4.2 Roca Reservorio. Las rocas almacén en esta parte de la cuenca son areniscas de origen continental, depositadas en un ambiente de canales entrelazados de edad del Eoceno-Oligoceno, correspondientes a los grupos Chuspas y Chorros. La permeabilidad varía entre los 150 y 2000 md. 1.3.4.3 Roca Sello. Las lutitas marinas de las formaciones Simití y Umir representan los sellos de los potenciales reservorios cretácicos. En contraste, las arcillolitas plásticas continentales de las formaciones Esmeralda y Colorado constituyen los sellos para los reservorios cenozoicos.

1.3.4.4 Migración. La roca generadora se encuentra ubicada en la parte más profunda de la cuenca, y de esta zona se han generado y expulsado los hidrocarburos 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 “dúplex” de cabalgamiento con cierre independiente. Cierres dependientes de falla y trampas en el lado bajo de las fallas sellantes. 1.3.5 Caracterización de los granos. De acuerdo a un estudio de integrado de geología y petrofísica de las arenas de formación chuspas del oligoceno diferenciado, se tomaron seis tipos de roca para las zonas A y B. Donde se describieron sus características de la siguiente manera:



Roca Tipo 1. Presentan arenas cuarzosas y conglomeriticas, con una matriz arenosa pobremente seleccionada la cual contiene granos angulares y sub angulares en tamaños que varían de 0.3 a 1.75 mm de diámetro.



Roca Tipo 2. Son arenas medianamente cuarzosas con presencia poco frecuente de arenas conglomeriticas, la matriz de la arena es pobremente seleccionada. Los granos tienen forma angular a subangular con tamaño de grano de 0.10 a 0.68 mm de diámetro.



Roca Tipo 3.Las arenas son de grano fino a muy fino y están moderadamente bien seleccionadas. El tamaño de grano se encuentra en un rango de 0.10 a 0.20 mm de diámetro.



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



Roca Tipo 5. Son arenas arcillosas, el espacio intergranular de la roca está lleno por lutita detrítica dispersa.



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

1.3.5.1 Composición química y granulométrica. Durante el año 2009 se llevó a

cabo un estudio de difracción de rayos X (XRD) y un análisis SEM (ScanningElectronMicroscopy) para determinar el contenido de arcilla de la formación y la composición mineralógica de esas arcillas, como se muestra en la tabla 1, llegando a identificar la roca como arenisca arcillosa pobremente sorteada y poco consolidada, con evidencia de presencia de caolinita llenando espacios intergranulares entre cuarzos y feldespatos (Figura 4). Tabla 1. Análisis Básico Pozos MOR-Q02 y MOR-E03. Numer o de muestr a

Profundida d [ft]

Tensión neta de confinamient o [psig]

Porosida d [%]

Permeabilida d [mD]

1-Q-02 1.954,70 1.500 24,7 308 2-E-03 1.980,10 1.500 28,2 798 3-E-03 2.035,80 1.500 27,2 145 4-E-03 2.123,60 1.500 26,5 894 Fuente. Datos generales de campos MansarovarEnergy Colombia

Permeabilida d Klinkenberg [mD]

Densida d de grano [g/cm3]

295 761 133 853

2,61 2,62 2,61 2,63

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

Fuente. 1.4 Historia de producción del campo Moriche.

El campo Moriche fue descubierto en Agosto de 1983 con la perforación del pozo Laurel 01. El desarrollo de Moriche Fase I esta área inicia en

2008 con la perforación de 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. En esta área se han perforado 260 pozos con una producción que varía en la zona Norte entre 8-20 BOPD y la zona Centro-Sur entre 20-60 BOPD. Tres años después, en septiembre de 2012 se aprueba Moriche Fase III. Al norte de Moriche Fase III, el campo cuenta con un área buffer de 1300 acres y OOIP estimado de 240 MMB. A la fecha se han perforado cuatro pozos exploratorios en el área: MOR-Norte11, MOR-Norte12, MOR-Norte20 y MOR-Norte22 (cerrado desde octubre/2011), los cuales han presentado un potencial en frio de 20 BOPD en promedio. 

Moriche Fase 1. El desarrollo de la primera fase de Moriche (Fase 1) se llevó a cabo durante los años 2008 y 2009, en los cuales se perforaron los 110 pozos propuestos en el Plan de Desarrollo. Durante el 2013 se perforo un pozo infill (Mor-T06) y durante el 2014 se contempla la perforación de los restantes 59 pozos para completar el programa propuesto del proyecto Moriche Fase 1 - infill.



Moriche Fase 2.A principios del 2010 se inició el desarrollo de la Fase 2 de Moriche, una vez aprobada la Extensión de Comercialidad y el Plan de Desarrollo del proyecto. A finales de 2011 se habían perforado 240 pozos adicionales a los 15 pozos de avanzada existentes; de estos, 96 pozos fueron perforados en el 2010 y 144 pozos en el 2011. Durante la vigencia de 2012 se perforaron 4 pozos adicionales de desarrollo en esta área y en el año 2013 solo se perforo un pozo adicional en el área (el Mor-BA09).



Moriche Fase 3. La campaña de desarrollo en esta fase se inició en la vigencia 2012 con la perforación de 23 pozos de desarrollo más 1 pozo de avanzada, para untotal de 24 pozos. Los 57 restantes de desarrollo contemplado dentro del Plan de Desarrollo, se perforaron durante el 2013.

1.4.1 Pozos exploratorios. A través del tiempo se han perforado cinco pozos exploratorios en el Campo Moriche: Balso-1, Morche-1, Laurel-1, MoricheSur-1 y MoricheNorte-1. Los resultados de producción arrojados se muestran en la tabla 2. Tabla 2. Resultados de producción campos exploratorios Campo Tipo Fecha Resultados de la Production 20 bfpd – 44% BS&W –11 Laurel-1 Frio 1983.2.12bopd Frio Balso-1 1984.6.420 bfpd –30% BS&W – 14bopd Frio Moriche-1 1987.12.2954bfpd –5% BS&W – 51bopd

Moriche-S-1

Frio

2007.5.7-9.13

66 bfpd –1.8% BS&W – 65bopd

Frio

Moriche-N-1 2007.10.7-10.28 >100bfpd –1.0% BS&W Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia.



Laurel-1.En 1983 fue el primer pozo perforado en el área de Moriche, llegando a una profundidad total de 1.441 ft en el basamento metamórfico. Localizado al Noreste de Moriche-1, con una sección de arena petrolífera de 64 pies. Completado con revestimiento con un resultado de producción de 11 BOPD de gravedad 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 el basamento metamórfico. La sección de arena petrolífera es de 85 ft en la que se realizó un completamiento dual. En Junio de 1.984 fue sometido a una inyección de vapor durante 30 días, con un calor total inyectado de 3.883 MMBTU, la producción obtenida fue de 20 BFPD con un 32% de BS&W, 14 BOPD con gravedad 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 metamórfico, 338 ft más alto estructuralmente a nivel de basamento que Balso-1. Se encontró una sección de arena petrolífera de 109 ft netos, mejor desarrollada que la del pozo Balso-1. Se completó y se probó en 1.987 dando una producción de 54 BFPD con 5% de BS&W y 51 BOPD de 12,8 grados API en frio. En 2.001 fue sometido a inyección de vapor llegando a una tasa de 405 BOPD con un corte de agua del 11,2% mostrando una buena respuesta a la inyección de vapor.



MoricheSur-1. En 2007 se perforó alcanzando una profundidad de 2.998 ft en el basamento metamórfico. Localizado a un 1 km al sur de Balso-1 aproximadamente y 55 ft más bajo estructuralmente que Balso-1. Su producción desde 2.007 ha representado una tasa promedio de 65 BOPD y un BS&W menor que el 2% y gravedad API de 14,3°.



MoricheNorte-1. Se perforó en 2.007 llegando a una profundidad de 1.800 ft en el basamento metamórfico. Localizado a 2,3 km al noroeste de MoricheSur-1 y 670 ft más alto estructuralmente que Moriche-1. Las pruebas de producción en frio hasta ahora son más altas de los 100 BOPD con una gravedad API de 16°.

1.4.2 Mecanismos de producción. Actualmente se carece de información histórica de producción y presión suficientes para determinar el o los mecanismos de producción imperantes en el área Moriche, se estima que de acuerdo con la experiencia obtenida a través de la explotación de los campos Teca y Nare sur, de características similares, el mecanismo de producción podría ser una combinación de: compactación de la formación, empuje de gas en solución, empuje parcial de agua. Estos mecanismos serán a su vez complementados con la inyección cíclica de vapor de agua, como proceso de recuperación de crudos pesados, donde se obtiene una reducción de la viscosidad del crudo y la destilación del mismo. 1.4.3 Grafica de producción acumulada. La grafica 1 se presenta la

producción de petróleo de Campo Moriche, la cual se ha incrementado desde sus inicios en el año 2008 hasta el presente, debido a técnicas usadas para el calentamiento del reservorio como la inyección de vapor con la cual se logra un aumento en la producción debido a la reducción en la viscosidad del crudo. Grafica 1. Producción 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 extensión es de 1.085 acres en las unidades productoras y el contacto agua – aceite para toda la acumulación de aceite del Area Moriche, fue estimado a una profundidad de -2700 pies y se ha determinado una el más bajo nivel de crudo (LKO) a una profundidad de -2185 pies en el pozo

Moriche Sur-1. Indicando, que la sección total del yacimiento (Zona B, C y Zonal Basal) está por encima del contacto agua-aceite en el área comercial de Moriche . La cuantificación del OOIP y de las reservas, están basados en la interpretación sísmica 2D disponible, en información de registros eléctricos de pozos Balso-1, MoricheSur-1, MoricheNorte-1 del Campo Moriche y en resultados de pruebas de producción a los pozos. El primer cálculo de OOIP estaba en un rango entre 147 MMBls y 64 MMBls, como se muestra en la tabla 3. Las variaciones se deben principalmente a la variación en las propiedades petrofísicas del yacimiento y a los espesores netos de arena obtenidos de registros eléctricos o corazones. Tabla 3. Resultados Históricos de la Evaluación del OOIP. Fecha Area Ave Ø Ave Sw Net pay Compañía evaluac. Acres % % Ft TEXAS 1988 1085 19.2 44 77 OMIMEX 2003 1085 26 40 100 OMIMEX 2004 1085 20 45 160 NSAI 2007 1085 NA NA NA Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

OOIP MMBL 64 127 143 147

Reservas MMBL 12.8 25.4 28.6 25.0

Recientemente 2010, se ha realizado un recalculo del OOIP de los intervalos productores para el área comercial de Moriche, partiendo de un área de 1.085 acres y un factor volumétrico de estudios previos de 1,035. Los parámetros de petrofísica y el valor de espesor neto son presentados en la tabla 4. Tabla 4. Parámetros para el cálculo del OOIP

Fuent e. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

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

exploratorios del Campo Moriche se realizaron análisis de muestra de pared donde se obtuvieron los cálculos de porosidad, permeabilidad y saturación de hidrocarburos. Se determinó que existen cambios de porosidad que varían entre 19,3% a 38%, con un valor promedio de 27,3 % ver tabla 5. Las saturaciones más altas del aceite residual están alrededor del 40,8% obtenidas en muestras del pozo Moriche-1. Tabla 5. Porosidades según resultados de análisis de muestra de pared Pozo

N° de Muestras

Intervalos

Porosidad [%]

So [%]

Moriche-1 Balso-1

20 26

1847-2150 2056-2620

21,1-32,6 19,3-31,7

0,5-40,8 0-33,0

Porosidad Promedio [%] 28,6 26,7

Moriche-S-1 14 2378-2904 23,1-30,1 0-28,7 Moriche-N-1 41 1254-1685 21,4-38 0-36,3 Promedio Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

27,4 26,7 27,3

Para el área en desarrollo actual el rango de permeabilidad se encuentra entre 8 y 12.750 md con un valor promedio de 1.509 md como se muestra en la tabla 6. Tabla 6.Permeablidades según resultados de análisis de muestra de pared K Intervalo Pozo Muestras K [md] Promedio[ [ft] md] Moriche-S-1 14 2378-2904 560-2750 1841 Moriche-N-1 41 1254-1685 150-2700 1177 Moriche-1 20 1847-2150 8 - 230 101* Promedio 1509 Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

Con respecto a la saturación de agua se encontraron valores entre 16,2% y 79,6% con un promedio para todas las zonas de 51%. La saturación de agua está en un rango entre 16,2% y 60,6% y un valor promedio de 39,8%véase tabla 7. Tabla 7. Saturación de agua según resultados de análisis de muestra de pared Pozo Intervalo [ft] Sw [%] Sw prom [%] Moriche-1

1847-2150

28,2-60,6

40,2

MoricheSur-1

2462-2844

40,1-53,7

46,5

MoricheNor-1

1277-1685

16,2-49,7

32,6

Promedio 39,8 Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

1.4.2 Arena Neta. No existe un análisisde corazones para el área específica del

Campo Moriche; no obstante, la similitud en términos estructurales, estratigráficos y petrofísicos del intervalo productor con el del Campo Jazmín y Teca, permiten hacer analogía en el uso y análisis de la información adquirida en dichos campos, siendo bastante representativa de las condiciones del campo Moriche. Los criterios de resistividad (cutoff) para los Campos Jazmín y Teca se encuentran en rangos cercanos de los 5 - 6 ohms; de acuerdo a los acuerdos de comercialidad para el Campo Moriche,a los análisis de corazones y a los resultados obtenidos durante la perforación y pruebas de producción, sehan adoptado resistividades para las zonas petrolíferas con valores mayores o iguales a 5 ohms. Como cutoff para las arenas netas del campo.

De acuerdo a estos criterios, se interpretaron los espesores netos petrolíferos de los pozos exploratorios, dando como resultado arenas netas productoras de los 5 pozos exploratorios en un rango de 55 a 154 pies, con un espesor neto promedio para el Campo Moriche de 101 pies, como se muestra en la tabla 8. Tabla 8 Espesor Neto de los Pozos Exploratorios Pozos Contenido Espesor de arena productora (RT ≥ 5 ohmm, Ø≥19%) Tope MD/SSTVD, ft Fondo MD/SSTVD, ft Intervalo TVD, ft

Moriche-1

Balso-1

Laurel-1

Moriche Sur-1

Moriche Norte-1

Promedio

101

101

154

96

55

101

1846/1369 2140/1663 294

2054/1609 2632/2187 578

990/565 1298/873 308

2280/1797 2750/2267 470

1214/786 1556/1128 342

2240 / 1780 398

Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

1.4.3 Características de los fluidos. El hidrocarburo producido en el Campo Moriche tiene una gravedad API a 60°Fque va desde 12.4° a 16° API, con promedio

para todo el campo de 13.4 °API, lo que facilita su manejo comparado con crudos producidos en los campos aledaños de la Asociación Nare – Bloque B, cuyos valoresestán entre 11.5 y 12.5 °API. En septiembre de 2007 se realizaron pruebas de viscosidad al crudo del pozo MoricheSur-1 arrojando valores de 1.050 cp (1.050 mPas) @ 110°F. En el mismo año, en el pozo MoricheSur-1 se realizó un registro MPLT y un análisis PVT, cuyos análisis se presenta en la tabla 9. Tabla 9.PVT Análisis de crudo de la prueba de Producción. o API Flash Bubble GOR Pozo Point Point [scf/stb] [oC] [Psi] Balso-1 Moriche-1 Laurel-1 Moriche-S -1

14.0 12.8 12.4 14.3

Moriche- N-1

16.1

Promedio

13.4

86

269

70

Pour Point [oC]

Form.Volume Factor [stb/stb]

NA

NA 1.035

Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

El valor de factor volumétrico obtenido en el pozo MoricheSur-1 de 1.025 RB/STB del MPLT, no es valor representativo para el Campo Moriche por ser bastante diferente a Bo obtenidos en campos aledaños, similares. Por esto se toma un valor de 1.035 BB/STB como factor volumétrico para el Campo Moriche, basado en analogías y correlaciones usadas en campos similares del área.

1.4.4 Viscosidad y Temperatura del crudo. Durante la medición de la viscosidad del fluido en tres pozos del campo Moriche, se observa la tendencia de esta a disminuir bruscamente ante el aumento de la temperatura., como se observa en la tabla 10 y en la gráfica 2. La viscosidad promedio obtenida del crudo del pozo Moriche Sur-1, a 100 °F fue de 2176 cp y 96 cp a 180 °F. Tabla 10.Viscosidad Vs. Temperatura del crudo Pozo 100oF 122oF 130oF 160oF 180oF 210oF Balso-1 2025 903 Moriche-1 2767 590 96 Moriche-S-1 1737 623 40 Moriche 2176 763 Average Teca-1 4031 839 138 59 Jazmin-1 5095 721 Fuente. Datos generales de campo MansarovarEnergy Colombia Grafica 2. Grafica de Viscosidad vs. Temperatura “Moriche-1 y Teca-1”

Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

1.4.5 Salinidad del agua de formación. La salinidad promedio del agua de

formación del campo está entre 13.000 mg/l y 23.000 mg/l, con un promedio de 20.500mg/l, iones Cl-, de acuerdo con análisis realizados al agua de producción, véase tabla 11. Tabla 11.Salinidad del Agua de Formación. Nombre del Pozo Cl-(mg/l) Moriche-1 N/A Balso-1 18000 – 23000 Laurel-1 13000-19000 Promedio 20500 Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia

1.4.6 Gas en Solución. La gravedad especifica del gas asociado es de 0,65

(gravedad del aire=1), sin presencia de H2S, de acuerdo a cromatografías realizadas para el gas del pozo MoricheSur-1. Según análisis de crudo en los pozos Moriche-1 y Balso-1, el gas en solución está compuesto principalmente de metano (98,4-99,1% molar), N2 (0,3-0,8% molar) y CO2 (0,4-0,6% molar). 1.4.7 Presión y Temperatura de Formación. A partir de pruebas de cierre PBU

realizadas en los pozos MoricheSur-1 y Moriche-1 se obtuvo un gradiente de presión de 0,395 psi/ft y un gradiente de temperatura de 0,11°F/ft, con una presión y temperatura a 2278 ft TVDde 851 psia y 105°F respectivamente.

Para el Campo Moriche el valor promedio de presión inicial de yacimiento al Datum(1.600 ft TVD) es de 939 psi como se muestra en la tabla 12. La presión de formación 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 110°F, segúngradientes registrados en el pozo Moriche-1. Tabla 12.Presión y Temperatura de Formación P al Temp. en fondo Pozo Datum[psi [oF] ] Balso-1 NA 937

Test date

Moriche-1 108 941 Nov.7, 2001 Moriche-S-1 105 851 Aug.30, 2007 Moriche-N-1 Promedio 108 939 Fuente.Datos generales de campo MansarovarEnergy Colombia

Test Method buildup buildup

Datum[ ft]

TD[ft]

-1600

2703

-1600 -1600 -1600

2424 2998 1800