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28 de Marzo de 2012 Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. Bloque VPACF - Av. Grigotá Esquina Calle Regimiento Lanza Santa Cruz – Bolivia
Evaluación Técnica de la Extensión y Conectividad de los Reservorios en el área Margarita-Huacaya ubicado en el bloque Caipipendi
Informe de Extensión y Conectividad De nuestra consideración: Gaffney, Cline & Associates (GCA) realizó la evaluación técnica de la extensión y conectividad de los reservorios productores del área Margarita-Huacaya presentando a continuación un informe de los resultados a los que se ha podido llegar luego de haber completado la revisión y validación de los datos e información existente, la inspección de campo, análisis y evaluación de la información proporcionada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Los resultados finales se presentarán en un informe final denominado “Reservorios Compartidos”, que desarrollará la conexión hidráulica de él o los
reservorios. Confiamos en que el mismo responda a sus necesidades y les solicitamos que, ante cualquier pregunta o aclaración que consideren necesaria, no duden en contactarse con nosotros a
[email protected] . Aprovecho para saludarlo saludarlo a usted muy atentamente. atentamente.
Cesar E. Guzzetti Gerente General Región Cono Sur de América Latina
Gaffney, Cline & Associates
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Informe de Extensión y Conectividad Evaluación Técnica de la Extensión y Conectividad de los Reservorios en el área Margarita-Huacaya ubicado en el bloque Caipipendi Preparado para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) 28 de Marzo de 2012
CONFIDENCIAL
Este documento contiene información propietaria y confidencial que no podrá, sin el permiso expreso por escrito de Gaffney, Cline & Associates, Associates, ser entregado a un tercero en cualquier forma, ni reproducir, ni utilizado para ningún propósito, excepto aquellos para los que se destina, y deben ser devueltos a petición o destruidos en caso de distribución errónea
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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
Cesar E. Guzzetti Gerente General GCA Cono Sur de América Latina
Fecha
28 de Marzo de 2012
Revisado por
Roberto Wainhaus Ingeniero de Reservorio GCA Cono Sur de América Latina
28 de Marzo de 2012
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Contenido
INTRODUCCION ...................................................................................................................... 5 1. HISTORIA DEL CAMPO....................................................................................................... 6 2. MARCO GEOLOGICO REGIONAL .................................................................................... 7 3. RECURSOS Y METODOLOGIA ......................................................................................... 9 4. INFORMACION DISPONIBLE ...........................................................................................11 5. INFORMACION VALIDADA .............................................................................................12 2 6. INSPECCIÓN DE CAMPO ................................................................................................15 5 7. EXTENSIÓN Y CONECTIVIDAD DEL AREA MARGARITA-HUACAYA .......................166 8. CONECTIVIDAD DE RESERVORIOS EN MARGARITA-HUACAYA ...............................21 9. UBICACIÓN GEOGRAFICA AREA MARGARITA-HUACAYA ...................................... 24 4 10. CONCLUSIONES ..............................................................................................................26
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INTRODUCCION Gaffney, Cline & Associates (GCA) ha sido contratado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales 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 y Huacaya. De confirmarse la existencia de conectividad, se realizara la georeferenciación de los reservorios productores compartidos entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca y calculará el Factor de Distribución para cada Departamento. A continuación se presenta el Informe de Estudio de Extensión y Conectividad de los campos Margarita y Huacaya, de acuerdo a lo establecido en el cronograma de trabajo.
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1. HISTORIA DEL CAMPO El área Margarita-Huacaya pertenece al bloque Caipipendi, ubicado entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. A continuación se presenta un mapa ilustrativo de la ubicación geográfica de los pozos perforados hasta la fecha, así como los campos y departamentos referidos. Figura 1: Ubicación Geográfica del Área Margarita-Huacaya
La actividad de perforación exploratoria en la zona se inició en 1999. Se perforaron cuatro pozos en Margarita: MGR-X1, MGR-X2, MGR-X3 y MGR-4, tres reservorios fueron descubiertos en las areniscas del Devonico: Huamampampa H1a, H1b y H2. En el 2007 fue perforado otro pozo en el bloque Huacaya, penetrando el reservorio H1b. Los porcentajes de participación del Contrato de Operación Caipipendi para la explotación y desarrollo del área están distribuidos de la siguiente manera: YPF (37.5%), BG Bolivia (37.5%) y PAE (25%), siendo Repsol YPF el operador del contrato.
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2. MARCO GEOLÓGICO REGIONAL La estratigrafía del área Margarita-Huacaya comprende sedimentos de edad Silurica a Terciario, totalizando más de 10,000 m. de sedimentos. Parte de la misma está expuesta en superficie configurando los flancos de las estructuras anticlinales y, otro tanto, se encuentra formando el núcleo de los bloques bajos. Las Figuras 2 y 3 muestran el mapa geológico general y la columna estratigráfica del área. Figura 2: Mapa Geológico del Área MAPA GEOLOGICO DE BOLIVIA
A
A´
Figura 3: Columna Estratigráfica del Área
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Las rocas más antiguas penetradas por los pozos son de edad Devónico, que es la secuencia geológica donde se desarrolla el principal reservorio, las areniscas Huamampampa. El corte de sección transversal (Figura 4) no muestra variaciones laterales importantes en litología y espesor para la formación Huamampampa. Figura 4: 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 son consideradas como reservorios naturalmente fracturados. La figura 5 muestra una sección estructural esquemática del pozo Margarita X3 (MGR-X3) realizada a partir de la interpretación y análisis de los datos sísmicos 2D y 3D. Figura 5: Sección Estructural Esquemática
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3. RECURSOS Y METODOLOGÍA La metodología y recursos empleados abarcaron la recopilación, revisión y análisis de los datos e información sísmicos, geológicos, petrofísicos y de ingeniería de yacimientos. Para la elaboración del informe de estudio de Extensión y Conectividad del Área Margarita – Huacaya, se utilizó el siguiente software:
Kindom Suite. Software de Interpretación Sismica. Interactive Petrophysics o Link: http://www.senergyworld.com/software/interactive-petrophysics PanSystem™ - Well Test Analysis Software o Link: http://www.weatherford.com/Products/Production/ProductionOptimization/Softwar e/PanSystemSoftware/index.htm Petrel Suite o Link: http://www.slb.com/services/software/geo/petrel.aspx MBal o Link: http://www.petex.com/products/?ssi=4 MS Office Suite o Link: http://office.microsoft.com/en-us/suites/ Adobe Acrobat Reader o Link: http://get.adobe.com/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 o o o o
o
Revisar y validar la información Sísmica existente Revisar y validar la información Petrofísica existente Revisar y validar contactos de Agua- Hidrocarburos Revisar y validar mapas isópacos y estructurales. Revisar y validar las estimaciones de hidrocarburos in situ de los distintos reservorios productores. Revisar y validar a los datos de ensayos de presión realizados en los pozos existentes, los ensayos de PVT de los fluidos producidos, los ensayos cromatográficos disponibles y datos de prueba de interferencia.
La Revisión de Datos e Información fue completada el día 15 de Marzo de 2012 con la realización de una presentación por parte de GCA en Santa Cruz de la Sierra – Bolivia sobre la revisión de los datos e informaciones disponibles ante el equipo de trabajo de YPFB, el presidente de YPFB Corporación, Lic. Carlos Villegas, el Ministro de Hidrocarburos, Ing. Juan José Sosa y los representantes acreditados por los departamentos de Tarija y Chuquisaca.
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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 de PVT de los fluidos producidos, y los ensayos cromatográficos disponibles. Análisis y verificación de la conectividad entre reservorios
Se incluyó una inspección 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 realizara las siguientes tareas:
Se preparará un plano geo referenciado de los reservorios compartidos en el Campo Margarita-Huacaya ubicados en el Bloque Caipipendi. Se determinará los Factores de Distribución para los departamentos de Tarija y Chuquisaca en el campo Margarita-Huacaya, en base a los Volúmenes de Hidrocarburos in Situ. GCA determinará el porcentaje de hidrocarburo que corresponde a los departamentos de Tarija y Chuquisaca.
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El cronograma de trabajo propuesto se presenta a continuación: Figura 6: Cronograma de Trabajo Propuesto
4. INFORMACIÓN DISPONIBLE Para cumplir con el objetivo del presente estudio, YPFB proporciono la siguiente información:
Datos, información y reportes de sísmica 2Dy 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 11
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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. INFORMACIÓN VALIDADA El proceso de validación se inicia con las actividades de la recopilación de la información relacionada al estudio. Esta etapa es muy importante en la evaluación técnica siendo el punto de partida de toda la investigación. La calidad y la confiabilidad de la información recopilada se reflejan directamente en los resultados generados en el estudio. Es en ésta actividad que se recopila, clasifica y valida toda la información sobre el área en estudio, tales como: a) estudios e informes previos del campo; b) registros eléctricos de pozos (GR, SP, resistividad, conductividad, densidadneutrón); c) información de pozos; d) sumarios de producción; e) trabajos/reportes previos; f) mapas isópacos-estructurales oficiales, entre otros. Una vez completada la fase de revisión de datos e información, se efectuó la fase de análisis de acuerdo con los parámetros de yacimientos estimados en la última certificación de Reservas de Bolivia realizada por YPFB y Ryder Scott al 31 de Diciembre de 2009. Ryder Scott definió el Volumen Bruto de Roca (VBR) como el volumen total entre la parte superior de los reservorios y los horizontes de base de los mismos, limitada por los contactos conocidos o estimados de fluidos y los límites impuestos por las fallas. En resumen los contactos de fluidos gas-agua y volúmenes brutos de roca definidos por reservorio se presentan a continuación: Tabla 1: Contactos de Fluidos definidos por Ryder Scott
Reservorio
1P (m TVDSS)
2P (m TVDSS)
3P (m TVDSS)
H1a
-3427
-3624
-4118
H1b
-3751
-3863
-4099
H2
-4755
-4829
-5292
Siendo: 1P: Nivel más bajo conocido de gas („LKG‟), confirmado por pruebas de pozos. 2P: Estimación del contacto gas-agua más probable. 3P: Estimación del contacto gas-agua optimista.
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Tabla 2: Volúmenes Bruto de Roca estimados por Ryder Scott
Bloque-Departamento
1P (106 m3)
2P (106 m3)
3P (106 m3)
Huacaya - Chuquisaca H1a
0
0
0
H1b
2614
5010
10166
0
0
1290
H1a
0
22
742
H1b
1684
2584
4030
79
386
2737
H1a
3668
6177
13013
H1b
4255
5137
12231
H2
2637
3839
10474
H2 Margarita - Chuquisaca
H2 Margarita - Tarija
Así mismo, Ryder Scott realizó un modelado petrofísico para establecer los valores de porosidad y saturación de agua. Los resultados de dichas estimaciones se muestran a continuación: Tabla 3: Porosidad y Saturación de Agua estimados por Ryder Scott
Reservorio
1P (%)
2P (%)
3P (%)
Porosidad H1a
4.10
4.10
4.10
H1b - Margarita
4.70
4.70
4.70
H1b - Huacaya
4.00
4.00
4.00
H2
4.68
4.68
4.68
H1a
37.10
37.10
37.10
H1b - Margarita
37.43
37.43
37.43
H1b - Huacaya
44.60
44.60
44.60
H2
34.00
34.00
34.00
Saturación de Agua
Adicionalmente, Ryder Scott utilizó las siguientes presiones y temperaturas promedio iniciales de reservorio:
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Tabla 4: Presiones y Temperaturas promedio iniciales de Reservorio
Reservorio
Presión (psia)
Temperatura (˚F)
H1a
9,038
220
H1b - Margarita
9,411
220
H1b - Huacaya
9,411
220
10,722
269
H2
La gravedad especifica del gas en sitio, relativa al aire, fue estimada en 0.773 y 0.752 para los reservorios H1a y H1b respectivamente, y de aproximadamente 0.9 para el reservorio H2. A continuación se presentan algunas observaciones generales de la evaluación realizada:
En relación al análisis de sísmica 3D las conclusiones son similares a las interpretaciones presentadas en reporte entregado por YPFB “Informe Margarita Volumen Interpretación Sísmica 3D” o
o
o
o
Los datos sísmicos en el flanco occidental del campo son de buena a regular calidad Las reflexiones del flanco occidental puede interpretarse hasta la cresta de la estructura Los datos sobre la parte oriental del estudio sísmico varían de regular a baja calidad Cada pozo perforado a agregado más datos sobre la velocidad sísmica para entender mejor la relación tiempo – profundidad
Los mapas estructurales de Ryder Scott se basan en datos sísmicos aceptables y son una representación razonable de la estructura de la Formación Huamampampa en Margarita-Huacaya o Los registros de pozos (mbnm / “Metros bajo nivel del mar” ) se adaptan a la estructura de los mapas, y los valores de los registros se muestran en los mapas de Ryder Scott con los topes de la formación Huamampampa. o El intervalo entre contornos es de 100 metros o 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 reservorio o La porosidad en el pozo HCY-X1 posee la misma magnitud que la encontrada en los pozos en Margarita (MGR)
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o
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% La porosidad en Huamampampa es una combinación de porosidad de la matriz y porosidad de las fracturas naturales Combinación micro, meso, macro porosidades Las fracturas son más abiertas en el cima de la estructura y menos abiertas en los flancos
6. INSPECCIÓN DE CAMPO GCA realizó una inspección del Campo Margarita-Huacaya el día 23 de Marzo de 2012. La delegación de GCA fue encabezada por George Kranich (Geólogo Senior Lider) y Luciana Cabo (Economista Petrolero Senior). Además, participaron el Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización, Ing. Fernando Salazar Cuba y el Director de Desarrollo de Campos y Producción, Ing. Rolando Mendoza Rioja, ambos de la estatal petrolera YPFB. La inspección al área se realizó de acuerdo al contrato suscrito entre YPFB y GCA y a lo establecido en el cronograma de trabajo. La delegación recolectó y verificó la información existente. Así mismo el personal técnico de GCA inspecciono el pozo Huacaya X1, tomó datos del campo y recolectó información digital en la planchada del pozo. En el pozo Margarita 4 se tomó información de superficie. En la planta de procesamiento de gas de Margarita, se tomó la información que se registra en tiempo real de presión y temperatura del pozo MGR-4 que permite hacer un control riguroso del comportamiento del reservorio que está en producción. Las siguientes actividades operacionales y de desarrollo del área fueron observadas:
La línea de recolección del pozo HCY-X1 a la Planta Margarita está en construcción y se prevé finalizarla a mediados de Abril de 2012.
Producción Inicial del pozo HCY-X1 planificada para Abril de 2012.
Actualmente el pozo MGR-4ST se encuentra produciendo del reservorio H1b.
El pozo MGR-X3 es el único pozo que está produciendo en conjunto de los reservorios H1b y H2.Está programado el reacondicionamiento del pozo MGR-X2 . El pozo de desarrollo planificado MGR-5 está ubicado entre los pozos MGR-X3 y MGR4ST. El taladro de perforación se encuentra en sitio y en proceso de preparación para iniciar operaciones. El plan de desarrollo propuesto incluye el levantamiento sísmico 3D en el área norte de Huacaya en el periodo 2012 - 2013 y la perforación de tres pozos nuevos al norte de la estructura.
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7. EXTENSIÓN Y CONECTIVIDAD DEL ÁREA MARGARITA-HUACAYA La estructura Margarita-Huacaya se genera a partir de un sistema de doble despegue entre las fallas Bororigua y Mandiyuti. La estructura se caracteriza por presentar un estilo de plegamiento de escamas delgada con desarrollo de anticlinales apretados y alongados en sentido NorteSur. Así mismo, los cabalgamientos generados por la falla Mandiyuti que desarrollan 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 la estructura de Margarita-Huacaya. Figura 7: Sección Estructural Esquemática del Pozo MGR-X2, con proyección del Pozo MGR-X1 W
E
MGR-X1 PROY
MGR-X2
El análisis de los datos estructurales dentro del intervalo correspondiente a la Fm. Huamampampa muestra un buzamiento uniforme de 28 a 30° en dirección y azimut 270°-280°, coincidente con la orientación de los contornos del mapa estructural. Adicionalmente, comparando la intensidad de fracturación con el resto de los pozos perforados en Margarita, la distribución de fracturas observadas en los pozos MGR-X1 y MGR-X2 es similar a la del HCY-X1, mientras que en los pozos MGR-X3 y MGR-4 la mayor intensidad se observa en el cuerpo medio (SS2) y con un buen desarrollo de fracturas en el cuerpo inferior (SS3 o HMP3) con valores del orden de las 5fr/m (Fig. 8).
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Figura 8: Correlación Estratigráfica de la Fm. Huamampampa entre los pozos MGR y HCY-X1
Las Figuras 9, 10 y 11 presentan los mapas estructurales de los reservorios productivos H1a, H1b, y H2 del Campo Margarita – Huacaya.
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Figura 9: Mapa Estructural Fm. Huamampampa H1a
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Figura 10: Mapa Estructural Fm. Huamampampa H1b
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Figura 11: Mapa Estructural Fm. Huamampampa H2
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8. CONECTIVIDAD DE RESERVORIOS EN MARGARITA-HUACAYA Para evaluar la conectividad de los reservorios productores, GCA revisó, analizó y evaluó las pruebas y producción histórica de todos los pozos, la historia de presiones estáticas y gradientes de presión, diagramas de completación de pozos, ensayos PVT y cromatografía de fluidos, así como la prueba de interferencia realizada entre el pozo MGR-X3 y HCY-X1. Presión Estática y Gradientes de Presión En la Figura 12 se observan los datos de presión estáticos obtenidos en el reservorio H1b, por medio de los ensayos de presión DST, XPT y MDT realizados en los pozos. Como se puede apreciar tanto la presión del pozo HCY-X1D, como de MGR-X3 y MGR-4ST se alinean a lo largo de la misma pendiente (gradiente), mostrando que los tres pozos han perforado en el reservorio H1b. Figura 12: Presión Estática y Gradientes de Presión en H1b
Presión (psia)
Presión Vs. Profundidad
Gradiente H1b ) s s D V T m ( d a d i d n u f o r P
Gradiente Aguaa
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Cromatografía Para el análisis de la cromatografía se revisaron y evaluaron las muestras de fluidos de los Pozos MGR-X1, X3, MGR-4/ST y HCY-X1. En la Tabla 5 y Figura 13 se muestra la composición de los fluidos recombinados correspondientes a estos pozos. Se puede observar 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 el reservorio H1b penetrado en Margarita por los pozos MGR-X3 y MGR-4ST. Tabla 5: Composición de Fluido Recombinados por Pozo
Componente/Pozo
HCY-X1
MGR-4ST
MGR-X1
MGR-4
MGR-X3
N2
0.509
0.661
0.748
0.895
0.79
CO2
0.828
1.824
1.055
0.822
1.31
C1
86.559
77.932
86.243
86.043
86.5
C2
5.406
9.36
5.364
5.403
5.68
C3
2.163
3.434
2.14
1.981
1.79
iC4
0.455
0.721
0.449
0.447
0.39
nC4
0.761
1.085
0.754
0.701
0.61
iC5
0.358
0.563
0.36
0.377
0.33
nC5
0.299
0.446
0.318
0.323
0.27
C6
0.45
0.635
0.424
0.452
0.42
C7
0.456
0.453
0.227
0.349
0.43
C8
0.491
0.396
0.234
0.3
0.47
C9
0.291
0.284
0.163
0.231
0.3
C10+
0.976
1.599
1.111
1.233
0.7
Figura 13: Cromatografía de Fluidos Recombinados
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Prueba de Interferencia Con el objeto de determinar la comunicación en la estructura Margarita-Huacaya se programó en el año 2009 se realizó una limpieza en el pozo Huacaya-X1 (HCY-X1) en el reservorio H1b, y se procedió a instalar a principios de Junio del 2009 sensores (Memory Gauges) de presión y temperatura para determinar la interferencia con el pozo MGR-X3 a nivel del reservorio H1b. La Figura 14 presenta la Correlación Estructural del Reservorio Huamampampa H1b, desde el pozo observador HCY-X1 hasta el pozo MGR-X2, pasando por los pozos MGR-4ST y MGR-X3. Figura 14: Correlación Estructural Huamampampa H1b (Pozo Observador y Activo) N
S HCY-X1
MGR-4ST
MGR-X3
Pozo Observador
MGR-X2
Pozo Activo
La presión de fondo del reservorio H1b en el pozo HCY-X1 (Pozo Observador) fue medida continuamente por los sensores instalados (superior e inferior) mientras que el pozo se mantenía cerrado. Así mismo, durante el periodo el pozo MGR-X3 (Pozo Activo) fue producido, acumulando 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 de 2011. Para la determinación de la conectividad del reservorio H1b fueron claves los datos de presión y producción de los pozos HCY-X1 y MGR-X3 respectivamente. La siguiente grafica muestra que al momento que entró en producción el pozo MGR-X3 la presión de fondo en el pozo HCYX1 fue afectada mostrando una declinación.
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Figura 15: Análisis Prueba de Interferencia
En la gráfica:
El eje de ordenadas derecho muestra la producción diaria del pozo MGR-X3, la cual está representada por la línea de color azul El eje de ordenadas izquierdo muestra la presión registrada en el fondo del pozo cerrado HCY-X1 en el reservorio H1b
9. UBICACIÓN GEOGRÁFICA ÁREA MARGARITA-HUACAYA El campo Margarita-Huacaya se encuentra en el bloque Caipipendi, ubicado entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. Las Tablas 6 y 7 presentan las coordenadas del bloque Caipipendi:
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Tabla 6: Coordenadas de los Vértices – Área Exploración Caipipendi Centro
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Tabla 7: Coordenadas de los Vértices – Área Explotación Campo Margarita
10. CONCLUSIONES En base a los datos que se tiene en la actualidad y tras la revisión y análisis de la información existente, Gaffney, Cline y Asociados concluye:
Existe suficiente soporte técnico que evidencia la conexión hidráulica del reservorio Huamampampa H1b en el Campo Margarita-Huacaya 26
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El reservorio Huamampampa H1b se extiende en el Campo Margarita - Huacaya, siendo por tanto el reservorio Huamampampa penetrado por el pozo HCY-X1 la extensión norte del reservorio H1b descubierta en Margarita. Para control y seguimiento de reservas debe considerarse a este reservorio como una única unidad de flujo. Con respecto a los reservorios H1a y H2, no existe en este momento evidencia alguna que permita indicar que existe la continuidad hidráulica entre Margarita y Huacaya. La futura adquisición de información que se espera obtener a través de la perforación de 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 lo hallado en el reservorio H1B. Es muy posible que entonces se halle conveniente repetir la presente evaluación a la luz de esa nueva y más detallada información.
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