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. . terciario u n basamento formado por rocas ígneas y metamórficas. como se muestra en la figura 2.1.3. Dentro de la cuenca se destaca la presencia de la Formación Jurásica Girón que se ubica bajo sedimentos marinos del Cretáceo. . que son los yacimientos de interés del Campo Moriche. reactivó las fallas de los quebradizos carbonatos del Cretáceo y solo causó una ligera estratificación en las rocas más dúctiles del Paleoceno.3 Marco Geológico del Campo Moriche. 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. 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. Las Formaciones Mugrosa y Colorado son secuencias de arena y esquistos arcillosos que luego se depositaron a lo largo del período Paleoceno. 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. Actualmente se sabe que el tectonismo de compresión durante la época del Paleoceno temprano.1 Columna Estratigráfica. cuya migración probablemente se produjo a lo largo del sistema de fallas. Figura 2. ROYERO GUTIÉRREZ. p. 28. Memoria Explicativa. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Valle Medio del Magdalena. Instituto de Investigación e Información Geocientífica. José María y CLAVIJO. Fuen te. Mapa Geológico Generalizado Departamento de Santander. 2001. Jairo. . Minero-Ambiental y Nuclear Ingeominas. 1. Minero-Ambiental y Nuclear Ingeominas. Formación Cumbre. El ambiente de sedimentación es continental. 1. la Cuenca Valle Medio del Magdalena presenta una estratigrafía descrita en las siguientes formaciones. Está constituida por areniscas conglomeráticas. Jairo y ROYERO.3 Formación Cumbre. Cuenta con un espesor es de 360 ft.3. El espesor es de 450 ft.3. p.2. Está constituida por areniscas color gris oliva. Mapa Geológico Generalizado Departamento de Santander.1.2. Es considerada de edad Berriasiano – Hauteriviano. El contacto superior de la Formación Cumbre es gradual o transicional y la supra yacente Formación Rosa Blanca. 1 CLAVIJO. . mientras que el contacto superior es concordante con la suprayacente. Memoria Explicativa.2. 2001. La formación Girón reposa en discontinuidad estratigráfica sobre las formaciones Bocas y Jordán e infrayacen concordantemente a la Formación Los Santos . 24. Se establece en la edad Jurásica superior.1 Grupo Girón.3. José María. Se le asignan una edad Berriasiana. fluvial a lacustre. El ambiente en el cual se depositó es continental en una transición al marino.2 Descripción de formaciones geológicas.3. Está compuesta por lodolitas alternadas con areniscas rojizas las cuales van de un grano fino a un grano grueso. cuarzosas. en capas tabulares de espesores variables 715 ft interpretadas como depósitos fluviales acumulados por corrientes trenzadas. El depósito se asume en un ambiente de dominio marino marginal sobre una llanura costera aluvial. con estratificación cruzada. De acuerdo con CLAVIJO y ROYERO1. El contacto inferior de esta unidad es concordante con la Formación Girón.Cretacico inferior. con cemento silíceo. de grano fino. 1. Instituto de Investigación e Información Geocientífica.2 Formación Los Santos. lodolitas rojo grisáceas y cuarzo areniscas gris amarillentas. con intercalaciones de areniscas grises. La edad ha sido determinada del Barremiano inferior al Aptiano inferior. localmente limosos a arenosos. arcilloso. Está compuesta en su parte inferior por capas de caliza y yeso. con algunas intercalaciones de shales grises. de grano fino. hacia la parte superior consta de areniscas y lodolitas calcáreas.1.5 Formación Paja. El límite estratigráfico de esta unidad con la suprayacente Formación Tablazo es concordante. el resto de la secuencia se depositó en un medio marino somero en condiciones neríticas. 1. El ambiente de depósito parece corresponder a condiciones neríticas. . grano fino a medio. con intercalaciones de areniscas gris amarillentas. también pequeñas intercalaciones de calizas grises. El espesor varía entre 492 – 1066 ft. 1. levemente calcáreo.3. su depósito tuvo lugar en un ambiente continental. El espesor varía de 150 a 425 m (492 – 1395 ft).2. arcillosas de color negro.3. Su edad es considerada del Aptiano superior- Albiano inferior. La edad comprende el intervalo Valanginiano- Hauteriviano inferior. El espesor varía entre 410 – 2051 ft. calcáreas. en capas delgadas.2. de grano fino.3. Está constituida por lutitas y shales gris oscuros a azulosos con intercalaciones de areniscas gris amarillentas. en capas medianas a gruesas. poco profundas La Formación Tablazo se encuentra en contactos concordantes con la infrayacente Formación Paja y la suprayacente Formación Simití. En la parte inferior presenta depósitos evaporíticos como yeso y polihalita que indican una hipersalinidad en las condiciones de depositacíon. La con niveles intercalados de arcillolitas grises a gris azulado. localmente arenosas. Se estima que secuencia de esta formación consiste en calizas gris a negras. Las relaciones estratigráficas de esta unidad con la infrayacente Formación Cumbre y la suprayacente Formación Paja son concordantes.4 Formación RosaBlanca.6 Formación Tablazo.2. fosilíferas. Su edad se ha establecido como Albiano superior- Cenomaniano.3. grises.2. calcáreas. La edad es del Campaniano-Maastrichtiano. con cementaciones calcáreas hasta de 3 m y con intercalaciones de areniscas y calizas grises. con poca ventilación en el fondo. Los contactos de la Formación Simití son concordantes con la infrayacente Formación Tablazo y suprayacente Formación La Luna. La edad de la formación es del Paleoceno.8 Formación La Luna.3. el intermedio Pujamana y el superior Galembo. En el Valle Medio del Magdalena. El depósito de estos sedimentos ocurrió en un ambiente bajo condiciones lagunares deltáicas.3. .9 Formación Umir. la Formación La Luna se subdivide en tres miembros: el inferior Salada. 1. lutitas grises a negras. con concreciones ferruginosas.10 Formación Lisama.3.1.7 Formacion Simití. carbonosas y micáceas. carbonosos. El contacto superior con la suprayacente Formación Lisama es concordante. de grano fino a medio y algunas capas delgadas de carbón. Se le asigna una edad del Turoniano al Santoniano. carbonosos. La Formación Umir descansa en discontinuidad estratigráfica sobre el Miembro Galembo de la Formación La Luna.2. Consta de shales grises a negros. La unidad está constituida por calizas gris oscuras. El contacto de la Formación La Luna con la infrayacente Formación Simití es concordante. verdosas y pardas. alternadas con areniscas grises. intercalaciones de areniscas y limolitas. El espesor se ha calculado entre 3281 – 4593 ft.2. Se le asigna una edad del Turoniano al Santoniano. levemente calcáreos. carbonosa. está determinado por una discordancia regional bien marcada.2. Las condiciones de sedimentación fueron neríticas de aguas intermedias a profundas.225 m (4019 ft). Consta de shales grises a negros. lutitas gris oscuras con delgadas intercalaciones de calizas arcillosas. en capas delgadas. El espesor alcanza hasta 1. 1. El espesor varía entre 902 – 1886 ft. La unidad se encuentra constituida por una secuencia de lutitas abigarradas. Esta unidad presenta un contacto normal y continuo con la infrayacente Formación Umir. lutitas grises a gris oscuras. El contacto superior con la Formación La Paz. Su espesor varía entre 820 – 2132 ft. . Entre las formaciones La Luna y Umir existe una ligera discontinuidad estratigráfica. concreciones de calizas con fósiles. El ambiente de depositacíon es marino de aguas relativamente poco profundas. arcillosas. localmente arcillosas y fosilíferas en capas delgadas. 1. en capas de espesor variable. conglomerados. El ambiente de depositacíon fue bajo condiciones lagunares deltáicas.2. . en tanto que el superior con la Formación Colorado es concordante. en la parte superior hay lodolitas moteadas.937 ft.2. 1. La unidad es considerada del Eoceno superiorOligoceno inferior. El espesor se ha calculado en unos 3. de grano medio.3. Contiene en su parte inferior arcillolitas rojizas.14 Formación Colorado. El espesor es variable entre 3. Está compuesta en su parte inferior por areniscas gris verdosas. Conforme a su posición estratigráfica. La unidad se considera del Eoceno superior La secuencia estratigráfica está compuesta por areniscas grises. El depósito de los sedimentos de esta unidad se desarrolló en un ambiente de corrientes trenzadas. El ambiente de depósito se considera como continental fluvial. con intercalaciones de limolitas y lutitas moteadas de rojo.1. El contacto inferior de la Formación Mugrosa es aparentemente discordante con la Formación Esmeraldas. La unidad es considerada del Oligoceno superior al Mioceno inferior. de grano fino. la parte media consta de shales moteados con algunas intercalaciones de arenisca. El espesor varía entre 1.3. fosilíferas. conglomeráticas.11 Formación La Paz.2. con intercalaciones de areniscas. Se compone de areniscas grises y verdosas. fosilíferas. limolitas y grandes paquetes de lutitas grises. pero generalmente presenta variaciones locales. La Formación La Paz descansa discordantemente sobre la Formación Lisama su contacto superior con la Formación Esmeraldas es concordante y continuo.13 Formación Mugrosa.281 ft. en la parte superior se compone de arcillolitas gris oscuras a negras.937 – 4. con intercalaciones de arenisca. en capas delgadas.921 ft.640 – 2. púrpura y pardo además contiene algunas capas delgadas de carbón. 1.3. La unidad es del Oligoceno. de grano grueso a conglomeráticas.12 Formación Esmeralda. de grano fino a medio. mientras que el contacto superior está determinado por una posible discordancia con la Formación Mugrosa. El espesor en la sección es de 3. carbonosas. Se considera que los sedimentos de esta unidad se depositaron bajo condiciones fluviales. El contacto inferior con la Formación La Paz es concordante. con intercalaciones de lodolitas grises a azulosas y algunas capas de areniscas conglomeráticas.2.3.625 ft. 1. La Formación Colorado descansa concordantemente sobre la Formación Mugrosa y su contacto superior con el Grupo Real es discordante. .3.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. Tiene un espesor entre 984 – 1788 ft. La figura 3 muestra la presencia de pliegues bajo superficies de cabalgamiento. estructuras con cierres de falla y trampas estratigráficas presentes a lo largo de la cuenca del Valle Medio del Magdalena.3 Geología Estructural.15 Grupo Real. Compuesta por areniscas conglomeráticas.3. El sistema de fallas regionales son de tipo normal y se crearon en la cuenca durante el agrietamiento ocurrido en la época Jurasica. limolitas y conglomerados débilmente consolidados y considerados como depósitos de origen fluvial. Formación Bagre. estructuras dúplex. Los sistemas antes mencionados. Este grupo se ha subdividido en cinco formaciones que de base a tope son: Formación Lluvia. Regionalmente existen inconformidades estratigráficas bien definidas entre el Grupo Real con la infra yacente Formación Colorado y el suprayacente Grupo Mesa.2. compuesta por conglomerados.3. El ambiente de depósito de estos sedimentos es interpretado como fluvial.811 ft. Compuesta por arcillolitas grises y gris rojizas conareniscas. Formación Chontorales. Formación Hiel.2. por lo que generan fallas de apariencia normal.1. Compuesta por arcillolitas con alternancia de areniscas. que a la vez contribuyeron a la acumulación de volúmenes importantes de hidrocarburos. 1. está generalizada por un monoclinal con rumbo suroeste-noreste y con un buzamiento suave hacia el este. que por lo general presentan el bloque hundido hacia la cuenca. La edad es considerada de Pliocena-Pleistocena. El espesor total es de 11.16 Grupo Mesa. Está constituida por areniscas. La unión de estos sistemas de fallas genero cierres estructurales de tamaños considerables. que se encuentran en el subsuelo son de carácter transtensivo. tales como los encontrados en los campos ubicados en la zona. Compuesta por areniscas conglomeráticas yarcillolitas. 1. La edad se considera del Mioceno medio al Plioceno. La geología estructural se encuentra al sureste de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. La mayor discordancia angular del Palozeno. Formación Enrejado. que están relacionadas con la falla Velásquez y Cocorná. ANH.Palaguaen dirección Sureste-Noroeste. La acumulación es controlada por el cierre estructural generado por la prolongación de la Falla de Velásquez . asociada a una falla normal de cabalgamiento al Noroeste-Sureste.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencassedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins. Las fallas normales asociadas con esta acumulación hacen que el bloque tenga buzamiento hacia el este. Mapa de cuencas [en línea] http://www. Agencia nacional de hidrocarburos. .Figura 3.100 ft en la falla principal y de 50 a 80 ft en la fallas secundarias.7° al Sur este. y el sistema de Fallas de Velásquez . con un desplazamiento de +/.Palagua al noreste.Corte estructural de la cuenca del Valle Medio del Magdalena Fuente. con un estilo muy similar al Campo Velázquez.gov.anh. y una suave inclinación de 5 .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. Las rocas almacén en esta parte de la cuenca son areniscas de origen continental. 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. 1. se tiene como Roca Generadora a la Formación la Luna. 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.1.3. La permeabilidad varía entre los 150 y 2000 md. En contraste. Dentro de los principales eventos que hacen parte de la geología del petróleo de la Cuenca Valle Medio del Magdalena.2% siendo una roca fuente madura. depositadas en un ambiente de canales entrelazados de edad del Eoceno-Oligoceno.4.3. correspondientes a los grupos Chuspas y Chorros. La unidad B es el yacimiento objetivo en el campo Moriche. 1.3.3 Roca Sello. las arcillolitas plásticas continentales de las formaciones Esmeralda y Colorado constituyen los sellos para los reservorios cenozoicos. El grupo Chuspas pertenece a la secuencia inferior de arenas de la época del oligoceno subdividida en tres unidades A. La unidad C presenta acumulación de hidrocarburos pero no ha sido explotada.1 Roca Fuente.4 Geología del petróleo.4.2 Roca Reservorio.1 a 1. los siguientes. Para esta sección de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. se destacan entre otros. El TOC varia de 1 a 6% lo cual indica que el carbono orgánico total es bueno a excelente. Las lutitas marinas de las formaciones Simití y Umir representan los sellos de los potenciales reservorios cretácicos. El tipo de kerogeno es tipo II y su RO varia de 1.3. las unidades individuales de arena no son uniformes ni continuas lateralmente lo que dificulta su correlación entre pozos. La Unidad A es una zona saturada con agua salada donde no se presenta interés alguno. 1. La zona inferior del basamento es la zona de interés donde se están realizando estudios.4. B y C y la zona inferior del basamento considerada como la zona principal de presencia de hidrocarburos en el área Moriche. . .10 a 0. estructuras “dúplex” de cabalgamiento con cierre independiente.1. Son arenas arcillosas. 1.3. Roca Tipo 5. El tamaño de grano se encuentra en un rango de 0. Roca Tipo 2.32 a 0. con una matriz arenosa pobremente seleccionada la cual contiene granos angulares y sub angulares en tamaños que varían de 0.5 Trampa.75 mm de diámetro. Roca Tipo 4. la matriz de la arena es pobremente seleccionada. y de esta zona se han generado y expulsado los hidrocarburos que a su vez migraron por la unidades terciarias arenosas. se tomaron seis tipos de roca para las zonas A y B. La roca generadora se encuentra ubicada en la parte más profunda de la cuenca.14 mm. Son arenas medianamente cuarzosas con presencia poco frecuente de arenas conglomeriticas. De acuerdo a un estudio de integrado de geología y petrofísica de las arenas de formación chuspas del oligoceno diferenciado. Los granos tienen forma angular a subangular con tamaño de grano de 0. buzamiento arriba hacia el occidente. el espacio intergranular de la roca está lleno por lutita detrítica dispersa. Cuatro importantes tipos de trampas han sido identificadas.3. Son rocas tipo lutitas y lutitas saladas. Pliegues contraccionales asociados a fallas bajo superficies de cabalgamiento. Roca Tipo 6.5 Caracterización de los granos.20 mm de diámetro.4. Son arenas arcillosas.4 Migración.4.10 a 0. Roca Tipo 3.68 mm de diámetro. Presentan arenas cuarzosas y conglomeriticas.3. Cierres dependientes de falla y trampas en el lado bajo de las fallas sellantes. Donde se describieron sus características de la siguiente manera: Roca Tipo 1. caracterizadas por tener un tamaño de roca de 0.Las arenas son de grano fino a muy fino y están moderadamente bien seleccionadas. 1.3 a 1. con evidencia de presencia de caolinita llenando espacios intergranulares entre cuarzos y feldespatos (Figura 4). 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. Presencia de Caolinita en muestras del pozo MOR-E03. como se muestra en la tabla 1. llegando a identificar la roca como arenisca arcillosa pobremente sorteada y poco consolidada. Datos generales de campos MansarovarEnergy Colombia Permeabilida d Klinkenberg [mD] Densida d de grano [g/cm3] 295 761 133 853 2. Numer o de muestr a Profundida d [ft] Tensión neta de confinamient o [psig] Porosida d [%] Permeabilida d [mD] 1-Q-02 1.500 27. Análisis Básico Pozos MOR-Q02 y MOR-E03.10 1. El desarrollo de Moriche Fase I esta área inicia en .80 1.500 26. Fuente.61 2.1 Composición química y granulométrica.500 24. Tabla 1.62 2.980.7 308 2-E-03 1.70 1.035.5.123.1.3.5 894 Fuente.61 2.4 Historia de producción del campo Moriche. 1. El campo Moriche fue descubierto en Agosto de 1983 con la perforación del pozo Laurel 01.954.63 Figura 4.2 145 4-E-03 2.2 798 3-E-03 2.500 28.60 1. en septiembre de 2012 se aprueba Moriche Fase III.4.A principios del 2010 se inició el desarrollo de la Fase 2 de Moriche. 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. En 2009.2954bfpd –5% BS&W – 51bopd .6. los cuales han presentado un potencial en frio de 20 BOPD en promedio. en los cuales se perforaron los 110 pozos propuestos en el Plan de Desarrollo.1 Pozos exploratorios. El desarrollo de la primera fase de Moriche (Fase 1) se llevó a cabo durante los años 2008 y 2009. A la fecha se han perforado cuatro pozos exploratorios en el área: MOR-Norte11. una vez aprobada la Extensión de Comercialidad y el Plan de Desarrollo del proyecto. de estos. el campo cuenta con un área buffer de 1300 acres y OOIP estimado de 240 MMB. A través del tiempo se han perforado cinco pozos exploratorios en el Campo Moriche: Balso-1. se aprueba la comercialidad por parte de Ecopetrol de Moriche Fase II. Al norte de Moriche Fase III.2. 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 .12bopd Frio Balso-1 1984.infill. 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). MOR-Norte20 y MOR-Norte22 (cerrado desde octubre/2011). 1. 96 pozos fueron perforados en el 2010 y 144 pozos en el 2011. MoricheSur-1 y MoricheNorte-1. Laurel-1. A finales de 2011 se habían perforado 240 pozos adicionales a los 15 pozos de avanzada existentes. Los resultados de producción arrojados se muestran en la tabla 2. Tres años después. Moriche Fase 3. se perforaron durante el 2013. MOR-Norte12. para untotal de 24 pozos. Tabla 2. 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.12.2008 con la perforación de 110 pozos que producen entre 30 y 60 BOPD en frio.420 bfpd –30% BS&W – 14bopd Frio Moriche-1 1987. Moriche Fase 2. Moriche Fase 1. Resultados de producción campos exploratorios Campo Tipo Fecha Resultados de la Production 20 bfpd – 44% BS&W –11 Laurel-1 Frio 1983. Morche-1. Los 57 restantes de desarrollo contemplado dentro del Plan de Desarrollo. 0% BS&W Fuente.3°. con una sección de arena petrolífera de 64 pies. Se encontró una sección de arena petrolífera de 109 ft netos.424 ft dentro del basamento metamórfico. Su producción desde 2.10. Localizado a 2.4° y un corte de agua del 44%.2% mostrando una buena respuesta a la inyección de vapor. En Junio de 1.800 ft en el basamento metamórfico. Se perforó en 2.984 fue sometido a una inyección de vapor durante 30 días.987 dando una producción de 54 BFPD con 5% de BS&W y 51 BOPD de 12. .8% BS&W – 65bopd Frio Moriche-N-1 2007. La sección de arena petrolífera es de 85 ft en la que se realizó un completamiento dual.Moriche-S-1 Frio 2007. Balso-1. llegando a una profundidad total de 1.441 ft en el basamento metamórfico.3 km al noroeste de MoricheSur-1 y 670 ft más alto estructuralmente que Moriche-1. con un calor total inyectado de 3. Este pozo fue perforado en 1983 con una profundidad de 2.883 MMBTU.998 ft en el basamento metamórfico. la producción obtenida fue de 20 BFPD con un 32% de BS&W. MoricheNorte-1.703 ft en el basamento metamórfico. Se completó y se probó en 1. Localizado a un 1 km al sur de Balso-1 aproximadamente y 55 ft más bajo estructuralmente que Balso-1. Laurel-1. Las pruebas de producción en frio hasta ahora son más altas de los 100 BOPD con una gravedad API de 16°.007 llegando a una profundidad de 1.28 >100bfpd –1. 14 BOPD con gravedad API de 14°.001 fue sometido a inyección de vapor llegando a una tasa de 405 BOPD con un corte de agua del 11.007 ha representado una tasa promedio de 65 BOPD y un BS&W menor que el 2% y gravedad API de 14. 338 ft más alto estructuralmente a nivel de basamento que Balso-1. ubicado a 2 km del noreste del pozo Balso-1.7-9.5. En 2007 se perforó alcanzando una profundidad de 2. En 2.8 grados API en frio. a una profundidad de 2.13 66 bfpd –1. Completado con revestimiento con un resultado de producción de 11 BOPD de gravedad API 11. Localizado al Noreste de Moriche-1. Moriche-1. mejor desarrollada que la del pozo Balso-1.7-10.En 1983 fue el primer pozo perforado en el área de Moriche. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia. MoricheSur-1. En 1987 fue perforado. se estima que de acuerdo con la experiencia obtenida a través de la explotación de los campos Teca y Nare sur. Grafica 1. Actualmente se carece de información histórica de producción y presión suficientes para determinar el o los mecanismos de producción imperantes en el área Moriche. El yacimiento es crudo con gas asociado y su extensión es de 1.4.2 Mecanismos de producción.085 acres en las unidades productoras y el contacto agua – aceite para toda la acumulación de aceite del Area Moriche. como proceso de recuperación de crudos pesados. de características similares. la cual se ha incrementado desde sus inicios en el año 2008 hasta el presente. 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 . 1.1. Estos mecanismos serán a su vez complementados con la inyección cíclica de vapor de agua. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia. 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. el mecanismo de producción podría ser una combinación de: compactación de la formación. 1.4. empuje de gas en solución. donde se obtiene una reducción de la viscosidad del crudo y la destilación del mismo. empuje parcial de agua.5 Propiedades del Yacimiento. La grafica 1 se presenta la producción de petróleo de Campo Moriche.3 Grafica de producción acumulada. Producción de crudo en el Campo Moriche Fuente. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia 1.8% obtenidas en muestras del pozo Moriche-1. como se muestra en la tabla 3.7 .3-31. MoricheSur-1. Parámetros para el cálculo del OOIP Fuent e. Fecha Area Ave Ø Ave Sw Net pay Compañía evaluac.1-32.Moriche Sur-1. La cuantificación del OOIP y de las reservas.6 19.6 26. 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. Se determinó que existen cambios de porosidad que varían entre 19. en información de registros eléctricos de pozos Balso-1. que la sección total del yacimiento (Zona B. MoricheNorte-1 del Campo Moriche y en resultados de pruebas de producción a los pozos. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia OOIP MMBL 64 127 143 147 Reservas MMBL 12. permeabilidad y saturación de hidrocarburos.1 Porosidad. Indicando.2 44 77 OMIMEX 2003 1085 26 40 100 OMIMEX 2004 1085 20 45 160 NSAI 2007 1085 NA NA NA Fuente. Acres % % Ft TEXAS 1988 1085 19.0 Porosidad Promedio [%] 28.5-40.7 0. se ha realizado un recalculo del OOIP de los intervalos productores para el área comercial de Moriche. Resultados Históricos de la Evaluación del OOIP. Tabla 4. Permeabilidad y Saturación del yacimiento.0 Recientemente 2010.4. están basados en la interpretación sísmica 2D disponible.8 25.3 % ver tabla 5. 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.4 28.3% a 38%. Tabla 3. Las saturaciones más altas del aceite residual están alrededor del 40. El primer cálculo de OOIP estaba en un rango entre 147 MMBls y 64 MMBls.6 25. Para los pozos exploratorios del Campo Moriche se realizaron análisis de muestra de pared donde se obtuvieron los cálculos de porosidad.085 acres y un factor volumétrico de estudios previos de 1. Los parámetros de petrofísica y el valor de espesor neto son presentados en la tabla 4. Tabla 5. C y Zonal Basal) está por encima del contacto agua-aceite en el área comercial de Moriche .8 0-33. partiendo de un área de 1.035. con un valor promedio de 27. 7 27.4-38 0-36.2 Arena Neta.1-53.4. Como cutoff para las arenas netas del campo.2% y 60.3 Para el área en desarrollo actual el rango de permeabilidad se encuentra entre 8 y 12. sehan adoptado resistividades para las zonas petrolíferas con valores mayores o iguales a 5 ohms. Tabla 6.a los análisis de corazones y a los resultados obtenidos durante la perforación y pruebas de producción. La saturación de agua está en un rango entre 16.6 40.6% con un promedio para todas las zonas de 51%.509 md como se muestra en la tabla 6. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia Con respecto a la saturación de agua se encontraron valores entre 16.4 26.8 Fuente.2-60.7 32.Moriche-S-1 14 2378-2904 23.1 0-28. siendo bastante representativa de las condiciones del campo Moriche. no obstante.230 101* Promedio 1509 Fuente. Saturación de agua según resultados de análisis de muestra de pared Pozo Intervalo [ft] Sw [%] Sw prom [%] Moriche-1 1847-2150 28.750 md con un valor promedio de 1. de acuerdo a los acuerdos de comercialidad para el Campo Moriche.6 ohms.3 Promedio Fuente.2 MoricheSur-1 2462-2844 40.7 46.6% y un valor promedio de 39. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia 27.1-30.2-49.5 MoricheNor-1 1277-1685 16. No existe un análisisde corazones para el área específica del Campo Moriche.8%véase tabla 7. .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 .6 Promedio 39. permiten hacer analogía en el uso y análisis de la información adquirida en dichos campos.7 Moriche-N-1 41 1254-1685 21. la similitud en términos estructurales. Los criterios de resistividad (cutoff) para los Campos Jazmín y Teca se encuentran en rangos cercanos de los 5 . estratigráficos y petrofísicos del intervalo productor con el del Campo Jazmín y Teca. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia 1. Tabla 7.2% y 79. Volume Factor [stb/stb] NA NA 1. como se muestra en la tabla 8. Tabla 8 Espesor Neto de los Pozos Exploratorios Pozos Contenido Espesor de arena productora (RT ≥ 5 ohmm.4.5 °API.8 12. lo que facilita su manejo comparado con crudos producidos en los campos aledaños de la Asociación Nare – Bloque B. similares. con promedio para todo el campo de 13.De acuerdo a estos criterios.0 12. en el pozo MoricheSur-1 se realizó un registro MPLT y un análisis PVT.4 °API. En septiembre de 2007 se realizaron pruebas de viscosidad al crudo del pozo MoricheSur-1 arrojando valores de 1. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia 1.PVT Análisis de crudo de la prueba de Producción. El hidrocarburo producido en el Campo Moriche tiene una gravedad API a 60°Fque va desde 12. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia El valor de factor volumétrico obtenido en el pozo MoricheSur-1 de 1. . o API Flash Bubble GOR Pozo Point Point [scf/stb] [oC] [Psi] Balso-1 Moriche-1 Laurel-1 Moriche-S -1 14. Por esto se toma un valor de 1. cuyos valoresestán entre 11.050 mPas) @ 110°F.035 Fuente.035 BB/STB como factor volumétrico para el Campo Moriche.4° a 16° API. ft Intervalo TVD. 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.3 Moriche. Tabla 9. basado en analogías y correlaciones usadas en campos similares del área.3 Características de los fluidos.5 y 12.N-1 16. ft Fondo MD/SSTVD.025 RB/STB del MPLT.4 86 269 70 Pour Point [oC] Form. 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. Ø≥19%) Tope MD/SSTVD. se interpretaron los espesores netos petrolíferos de los pozos exploratorios. En el mismo año.050 cp (1. cuyos análisis se presenta en la tabla 9. no es valor representativo para el Campo Moriche por ser bastante diferente a Bo obtenidos en campos aledaños.1 Promedio 13.4 14. Datos generales de campo MansarovarEnergy Colombia Grafica 2. Tabla 10.Viscosidad Vs. con un promedio de 20. véase tabla 11.000 mg/l y 23. La viscosidad promedio obtenida del crudo del pozo Moriche Sur-1. se observa la tendencia de esta a disminuir bruscamente ante el aumento de la temperatura.4. Grafica de Viscosidad vs. Tabla 11. Temperatura “Moriche-1 y Teca-1” Fuente.500mg/l.1. a 100 °F fue de 2176 cp y 96 cp a 180 °F. como se observa en la tabla 10 y en la gráfica 2.Salinidad del Agua de Formación. de acuerdo con análisis realizados al agua de producción. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia 1. 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. iones Cl-. Durante la medición de la viscosidad del fluido en tres pozos del campo Moriche.5 Salinidad del agua de formación. Datos generales de campo Mansarovar Energy Colombia . La salinidad promedio del agua de formación del campo está entre 13. Nombre del Pozo Cl-(mg/l) Moriche-1 N/A Balso-1 18000 – 23000 Laurel-1 13000-19000 Promedio 20500 Fuente.4.4 Viscosidad y Temperatura del crudo..000 mg/l. segúngradientes registrados en el pozo Moriche-1. 1.7. sin presencia de H2S. Según análisis de crudo en los pozos Moriche-1 y Balso-1.6 Gas en Solución. con una presión y temperatura a 2278 ft TVDde 851 psia y 105°F respectivamente.30. en fondo Pozo Datum[psi [oF] ] Balso-1 NA 937 Test date Moriche-1 108 941 Nov.4-0. La gravedad especifica del gas asociado es de 0.1. el gas en solución está compuesto principalmente de metano (98.3-0.7 Presión y Temperatura de Formación.1% molar).4-99. N2 (0.395 psi/ft y un gradiente de temperatura de 0. Tabla 12.6% molar).65 (gravedad del aire=1). 2007 Moriche-N-1 Promedio 108 939 Fuente. de acuerdo a cromatografías realizadas para el gas del pozo MoricheSur-1.010 psi y la temperatura inicial medida en el mismo punto es de 110°F.11°F/ft. La presión de formación calculada al punto medio del intervalo productor (-1780 ft TVDSS promedio) es de 1.4.600 ft TVD) es de 939 psi como se muestra en la tabla 12.Presión y Temperatura de Formación P al Temp.8% molar) y CO2 (0.Datos generales de campo MansarovarEnergy Colombia Test Method buildup buildup Datum[ ft] TD[ft] -1600 2703 -1600 -1600 -1600 2424 2998 1800 .4. 2001 Moriche-S-1 105 851 Aug. A partir de pruebas de cierre PBU realizadas en los pozos MoricheSur-1 y Moriche-1 se obtuvo un gradiente de presión de 0. Para el Campo Moriche el valor promedio de presión inicial de yacimiento al Datum(1.