propuesta geologica

2016

PROPUESTA GEOLÓGICA DE PERFORACIÓN

POZO EXPLORATORIO SIPOTINDI X1 SIP-X1 SANTA CRUZ - BOLIVIA

HOJA DE INFORMACION Título: Evaluación Título: Evaluación geológica y económica proyecto exploratorio Aguaragüe Norte MEDIOS DE VERIFICACION Documento N°: GERH-173/2016

Fecha de Emisión: 15 de agosto de 2016 Preparado por:

Nombre: Manuel Nombre: Manuel Yonher Ardaya Barba

Cargo: Geólogo Cargo: Geólogo de Subsuelo

Nombre: Alfredo Nombre: Alfredo Espinoza Rodriguez

Cargo: Geólogo Cargo: Geólogo de Subsuelo Responsable:

Nombre: Asterio Nombre: Asterio Ayaviri Araoz Araoz

Cargo: Geólogo Estructural Revisado por:

Nombre: Daniel Nombre: Daniel Vildoso Parra

Cargo: Director de Prospectos y Estudios Exploratorios Aprobado por:

Nombre: Miguel Nombre: Miguel Angel Belmonte Alipaz

Cargo: Gerente Cargo: Gerente de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos

GERENCIA DE EVALUACIÓN DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS

PROPUESTA GEOLOGICA DE PERFORACIÓN POZO EXPLORATORIO SIPOTINDI X1 (SIP-X1)

Santa Cruz, agosto de 2016

Contenido RESUMEN ................................................................................................................................... 1 1.

INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 2

1.1. 2.

UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y VÍAS DE ACCESO ........................................................ 3 PROPUESTA DE PERFORACIÓN ..................................................................................... 4

2.1. 3.

DATOS GENERALES ..................................................................................................... 4 OBJETIVOS DEL PROYECTO ........................................................................................... 5

3.1.

OBJETIVOS TÉCNICOS POZO SIP-X1 ......................................................................... 5

3.2.

OBJETIVOS DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO SIP-X1 ..................... 5

3.2.1.

REQUERIMIENTO DE PROFUNDIDAD FINAL ......................................................... 5

3.2.2.

SEGURIDAD ............................................................................................................... 6

3.2.3.

CONSTRUCCIONES CIVILES ................................................................................... 6

4. 4.1.

SECUENCIA ESTRATIGRÁFICA ....................................................................................... 7 FORMACIÓN TUPAMBI (CARBONÍFERO INFERIOR TOURNASIANO) INTERVALO: 0

- 1255 M MD ................................................................................................................................. 7 4.2.

FORMACIÓN IQUIRI (DEVÓNICO SUPERIOR FRASNIANO) INTERVALO: 1255-1614

M MD 7 4.3.

FORMACIÓN LOS MONOS (DEVÓNICO MEDIO, EIFELIANO) INTERVALO: 1614 -

2834 M MD ................................................................................................................................... 7 4.4.

FORMACIÓN HUAMAMPAMPA

(DEVÓNICO MEDIO, EIFELIANO-EMSIANO)

INTERVALO: 2834 - 3184 M MD ................................................................................................. 8 4.5.

FORMACIÓN ICLA (DEVÓNICO INFERIOR, EMSIANO) INTERVALO: 3184 - 3434 M

MD.

8

4.6.

FORMACIÓN SANTA ROSA (DEVÓNICO INFERIOR, EMSIANO-LOCHKOVIANO)

INTERVALO: 3434 – 3834 M. MD. .............................................................................................. 9 4.7. 5.

SISTEMA SILÚRICO, INTERVALO: 3834 – 4100 M MD. .............................................. 9 MARCO ESTRUCTURAL ................................................................................................. 10

6.

ANÁLISIS DE RIESGO EXPLORATORIO........................................................................ 14

7.

PROGNOSIS ESTRATIGRÁFICO .................................................................................... 14

8.

DESVIACIÓN DE POZO ................................................................................................... 14

9.

DISEÑO DEL POZO.......................................................................................................... 15

10.

GRADIENTE DE PRESIONES: .................................................................................... 16

11.

EVALUACION DE FORMACION .................................................................................. 18

11.1.

MUD LOGGING ............................................................................................................. 18

11.1.1.

OBJETIVOS .............................................................................................................. 18

11.1.2.

REQUERIMIENTOS BÁSICOS ................................................................................. 18

11.1.3.

MUESTREO .............................................................................................................. 18

11.1.4.

DISTRIBUCIÓN ......................................................................................................... 18

11.2.

BIOESTRATIGRAFÍA – PALINOLOGÍA ....................................................................... 19

11.3.

PROGRAMA DE REGISTROS WIRELINE ................................................................... 19

11.3.1. 11.4. 11.4.1. 11.5.

REGISTROS EN AGUJERO ABIERTO .................................................................... 19 TESTIGOS CONVENCIONALES .................................................................................. 20 PROCEDIMIENTO .................................................................................................... 20 PRUEBAS DST EN AGUJERO ABIERTO .................................................................... 21

11.5.1.

OBJETIVOS .............................................................................................................. 21

11.5.2.

PLAN OPERATIVO ................................................................................................... 21

Índice de Figuras

Figura 1. Imagen satelital con la ubicación del pozo Sipotindi X1. .................................... 2 Figura 2. Ubicación Geográfica y Vías de Acceso ............................................................ 3 Figura 3. Imagen Landsat y vía de acceso al pozo SIP-X1 ............................................... 6 Figura 4. Corte estructural (Línea MT 5) y trayectoria del pozo SIP-X1........................... 11 Figura 5. Mapa estructural del tope de Huamampampa.................................................. 12 Figura 6. Mapa estructural del tope Icla .......................................................................... 13 Figura 7. Mapa estructural del tope Santa Rosa bloque .................................................. 13 Figura 8. Diseño del pozo (Fuente GPE-YPFB) .............................................................. 15 Figura 9. Gradiente de presiones.................................................................................... 16

Índice de Tablas Tabla 1. Localización de Pozos de referencia .................................................................... 4 Tabla 2. Prognosis Estratigráfica pozo dirigido ................................................................ 14 Tabla 3. Esquema de cañerías ........................................................................................ 15 Tabla 4. Gradiente de presiones ...................................................................................... 17

PROPUESTA GEOLOGICA DE PERFORACI N SIPOTINDI X1

RESUMEN El presente informe sintetiza los trabajos realizados en el Bloque Aguaragüe Norte, con el objeto de encontrar hidrocarburos comercialmente recuperables en los reservorios naturalmente fracturados: Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Devónico. El proyecto Sipotindi X1, consiste en la perforación de un pozo dirigido aproximadamente a 4100 m MD de profundidad, con el objetivo explorar los Reservorios: Huamampampa, Icla y Santa Rosa. La inversión para la perforación del pozo SIP-X1 es de 54.8 MM$us, para la terminación en caso de que salga exitoso: 10 MM$us, y el total para la operación completa: 64.8 MM$us.

1


1. INTRODUCCIÓN El anticlinal de Sipotindi se encuentra localizado en la provincia Luis Calvo del departamento de Chuquisaca. Geomorfológicamente se sitúa en la zona de Subandino sur de Bolivia (Figura 1). El objetivo de este proyecto es perforar y encontrar producción económica de hidrocarburos en los reservorios potenciales Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Devónico, los cuales son prolíficos productores en los campos vecinos de San Alberto, Sábalo, Caigua y Margarita.

Figura 1. Imagen satelital con la ubicación del pozo Sipotindi X1.

2


1.1.

Ubicación geográfica y vías de acceso

La ubicación del pozo propuesto SIP-X1 se encuentra cerca del eje del anticlinal Sipotindi en la Serranía Aguaragüe Norte, a 12 km al suroeste de la población de Boyuibe y 22 km al norte de la población de Machareti sobre la misma serranía. Las coordenadas son: (referidas al sistema de Proyección UTM, Zona 20 WGS 84).

X: 463259 Y: 7730511 Z: 1150 msnm

Figura 2. Ubicación Geográfica y Vías de Acceso

3


2. PROPUESTA DE PERFORACIÓN 2.1.

Datos generales

País Departamento Provincia Bloque Operador Socios Nombre Legal Clasificación

Bolivia Chuquisaca Luis Calvo Aguaragüe Norte Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Ninguno Sipotindi-X1 (SIP-X1) Pozo Exploratorio Coordenadas de Superficie UTM Zona 20S WGS84 X: 463,259 Y: 7,730,511 Z: 1,150 m

Ubicación

Trayectoria de pozo Pozo dirigido Objetivo

Fms Huamampampa, Icla y Santa Rosa.

Profundidad Propuesta

4100 m MD

Los pozos más cercanos de referencia son CMT-1000 (Camatindi), CAI-1001 (Caigua), SBL-X1 (Sábalo), SRR-X1 (Sararenda) y CVW-X2 (Cuevo Oeste) Tabla 1. Localización de Pozos de referencia

Coordenadas UTM PSAD 56 X Y

Tope Fm. (m)

Pozo

Año

Reservorio

CMT-1000

1999

450,854

7,673,019

3958

Tarabuco

CAI-1001

2013

449,137

7,663,618

2088

Santa Rosa

SBL-X1

1998

433,208

7,648,505

4335

Icla

SRR-X1

2011

439,643

7,758,954

5963

Huamampampa

4


3. OBJETIVOS DEL PROYECTO Esta sección resume los principales requerimientos para la perforación del pozo Sipotindi X1 (SIP X1) considerando todos los aspectos que definen el diseño final. 3.1.

Objetivos Técnicos Pozo SIP-X1

El objetivo principal del pozo es encontrar los reservorios Huamampampa, Icla y Santa Rosa, en una posición estructural adecuada para entrampar hidrocarburos. 





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Investigar cada uno de los reservorios anteriores, sus características estratigráficas, petrográficas y petrofísicas. Validar el proyecto desde el punto de vista estratigráfico- estructural, visualizando la conformación para establecer la presencia y configuración de los reservorios Huamampampa, Icla y Santa Rosa Obtener información detallada de la fase de hidrocarburos, naturaleza de la columna de los fluidos. Obtener información completa de las características de las fracturas, densidad y orientación de las mismas para cada reservorio. 3.2.





 





Objetivos del programa de perforación del pozo SIP-X1

Encontrar y atravesar los reservorios Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Evaluar estos reservorios lo más exhaustivamente posible. Alcanzar la profundidad final y completar el pozo de la manera más cuidadosa posible para lograr el mínimo daño de formación. Llegar con el diámetro ideal a los horizontes productivos Establecer un programa de registros completo, tomando en cuenta los reservorios naturalmente fracturados. Además, considerar un programa adecuado de toma de testigos. Elaborar un programa de Pruebas de Formación en agujero abierto y entubado para evaluar la capacidad de flujo y el potencial de los reservorios probados. Dependiendo de las mismas, se continuará o no el proceso de desarrollo. Toda la operación será desarrollada de completa conformidad a las regulaciones bolivianas de seguridad. 3.2.1. Requerimiento de Profundidad Final

La profundidad final del pozo es 4100 m MD programada para perforar los reservorios Huamampampa, Icla y Santa Rosa.

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3.2.2. Seguridad Se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos:  Cero accidentes  Cero incidentes con las regulaciones ambientales  Cumplir con la política de regulaciones de YPFB. 3.2.3. Construcciones Civiles La construcción de obras civiles referente a caminos y planchada para pozo y área para campamentos debe seguir estrictamente los diseños establecidos y efectuarlos en los plazos requeridos conforme al programa de perforación del pozo.

Figura 3. Imagen Landsat y vía de acceso al pozo SIP-X1

6


4. SECUENCIA ESTRATIGRÁFICA La columna estratigráfica del área Aguaragüe Norte, se distribuye de la siguiente manera, en la cresta de la estructura aflora la parte superior de la Formación Iquiri. Las demás formaciones perteneciente al Carbonífero, Pérmico, Permo-triásico, Triásico, Cretácico y Terciario, ocupan los flancos este y oeste del anticlinal, manteniendo buzamientos de ángulo alto cercanos a la vertical. En el núcleo de la estructura se presenta la secuencia del Devónico compuesta por las formaciones Los Monos, Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Además, se encuentran involucradas en el pliegue las formaciones Tarabuco y Kirusillas del Silúrico. A continuación, sigue la descripción de las formaciones, conforme se vaya perforando. 4.1.

Formación Tupambi (Carbonífero Inferior Tournasiano) Intervalo: 0 1255 m MD

La ubicación del pozo SIP-X1, se encuentra en rocas de la Formación Tupambi, constituido en su mayor parte por areniscas de color marrón rojizo de grano fino a medio o grueso con lentes de conglomerado fino, normalmente con matriz arcillosa escaso cemento silíceo. Generalmente, muestran poca consolidación, más en parte son friables con porosidad cambiante de buena a regular. 4.2.

Formación Iquiri (Devónico Superior Frasniano) Intervalo: 1255-1614 m MD

Es la unidad superior más joven del Devónico en el Subandino Sur boliviano, cuyo espesor es muy variable debido a efectos erosivos, incluso al punto de desaparecer. Se compone de lutitas grises micáceas, de color gris oscuro o gris claro amarillento cuando está bajo la influencia de intemperismo. Esta litología pelítica está intercalada por areniscas grises de grano fino a muy fino, micáceas estratificadas en bancos delgados de 1 m a 4 m y rara vez mayores a 10 m. El espesor total fluctúa alrededor de 20 m. excepto en el área Camiri-Guairuy donde sobrepasa los 40 m Su porosidad es relativamente baja fluctuando entre 6 a12 %. Sin embargo, son reservorios de interés por encontrarse intercalados en lutitas que le sirven de buen sello. 4.3.

Formación Los Monos (Devónico medio, Eifeliano) Intervalo: 1614 2834 m MD

Esta formación, es la unidad esencialmente pelítica del Devónico, llegando a un 90 % de contenido total entre lutitas y limolitas, las mismas, son de color gris oscuro a negro en muestra fresca y gris claro un tanto amarillento cuando están expuestas a la intemperie. Su color oscuro, obedece a su alto contenido de materia orgánica, que le asigna el apelativo de roca madre de hidrocarburos. Existen muy pocas intercalaciones 7


de capas delgadas de arenisca, siempre de grano muy fino con alto contenido micáceo que comparte con la fracción pelítica. En los pozos perforados, ostenta espesores muchísimo mayores al normal de 600 metros, llegando incluso a triplicar, debido a la ductilidad cuando estas lutitas son sometidas a esfuerzos tectónicos durante el emplazamiento de las estructuras anticlinales. En el pozo Sipotindi X1, esperamos perforar aproximadamente 1220 metros de esta formación. También, se conoce que esta formación se encuentra siempre con presión anormal aproximadamente desde los 150 a 200 m del tope. Esta circunstancia, obliga a tomar los recaudos necesarios para evitar cualquier arremetida de gas en el sistema durante la perforación. 4.4.

Formación Huamampampa (Devónico medio, Eifeliano-Emsiano) Intervalo: 2834 - 3184 m MD

Esta formación, se sitúa en forma concordante entre las formaciones Los Monos por encima e Icla por abajo, resaltando su alto contenido arenoso, en un noventa por ciento que lo cataloga como el principal reservorio productor de gas en el Subandino Sur. Litológicamente corresponde a una sedimentación deltaica, depositada en una plataforma somera dominada por la actividad de olas, de ahí su carácter de reservorio limpio con un dominio absoluto de cuarzo como componente esencial, con escasa matriz arcillosa y regular presencia de sílice como cemento. Existe poca intercalación de capas de lutita o limolita cuya presencia sirve de buenos horizontes de correlación. Individualmente, los cuerpos arenosos corresponden a parasecuencias progradantes acumulados en la zona de plataforma extendida. Las areniscas son de color blanco o gris muy claro de grano fino, mediano y grueso, tienen muy escasa matriz pero están bien cementadas con sílice, lo que hace que estas arenas tengan pobre porosidad, fluctuante entre 3 y 6 %. Se encuentran altamente compactadas, hecho que les torna quebradizas, y muy susceptibles a fracturación natural, a cuya consecuencia, se desarrolla la porosidad secundaria o de fractura, que es la característica principal de este reservorio. 4.5.

Formación Icla (Devónico Inferior, Emsiano) Intervalo: 3184 - 3434 m MD.

Esta formación, infrayace al Huamampampa en relación de concordancia, pero con un cambio brusco de litología, en la cual, se distinguen tanto en afloramient os de superficie como en subsuelo, tres cuerpos conocidos como: 1) Uno superior, compuesto de lutitas y limolitas de color gris oscuro, laminadas, físiles, no calcáreos. Su espesor, cerca de 100 m. 2) Un segundo cuerpo compuesto de areniscas de color gris claro de grano fino a medio, con escasa intercalación de arcillas. Tiene espesor variable de 20 a 80 m. Este paquete arenoso, es buen productor de hidrocarburos en los mega campos de gas vecinos. 3) Un cuerpo inferior, semejante al primero por el contenido de lutitas y limolitas 8


de color gris oscuro, con un espesor cerca a los 100 m. Los cuerpos de lutita del Icla se catalogan como rocas madre de buena calidad. Asimismo el primer cuerpo lutítico viene a ser buen sello para cuerpo arenoso infrayacente o arenisca Icla, mientras que la lutita del cuerpo inferior actúa también como buen sello para el reservorio Santa Rosa. 4.6.

Formación Santa Rosa (Devónico Inferior, Emsiano-Lochkoviano) Intervalo: 3434 – 3834 m. MD.

La Formación Santa Rosa es la unidad basal del Sistema Devónico cuyo tope está limitado por el inicio de la transgresión marina del Icla y su base, se comporta transicional con la Formación Tarabuco que ya pertenece al Sistema Silúrico. La litología de esta formación, consta mayoritariamente de areniscas de color gris claro de grano irregular entre fino a medio a veces grueso hasta conglomerádico, dependiendo de la cercanía a la fuente de sedimentos. En el área de Aguaragüe Norte, según la información de los pozos vecinos Caigua y Camatindi, se presentará como areniscas de grano fino a medio con intercalaciones de pelitas. Normalmente estas areniscas se encuentran altamente compactadas por tanto, susceptibles a fracturarse naturalmente, hecho que aumenta notablemente su porosidad total a la manera del reservorio Huamampampa. El espesor de la Formación Santa Rosa, es variable, fluctúa entre 400 y 600 m. En Aguaragüe Norte esperamos encontrar alrededor de 400 m. 4.7.

Sistema Silúrico, Intervalo: 3834 – 4100 m MD.

En afloramientos de superficie, en la zona de transición del Subandino a la parte Andina, el Silúrico presenta tres formaciones: Cancañiri en la base, formado por sedimentos de origen glacial, diamictitas de color gris oscuro semejantes a las del Tarija. Luego superpone, la Formación Kirusillas que se compone de una serie de lutitas de color negro y gris oscuro, uniforme en su constitución con un espesor promedio de 600 m. las mismas, aparte de ser rocas madre del petróleo, constituyen el horizonte de desarraigo de las fallas principales de corrimiento del Subandino Sur. Estas, hacia arriba, pasan transicionalmente a las areniscas Sata Rosa en una intercalación de capas de lutitas y de areniscas que en conjunto reciben la denominación de Formación Tarabuco. En el proyecto de perforación del pozo Sipotindi X1, el objetivo más profundo es la Formación Santa Rosa, por tanto, por debajo de esta formación, se entrará lo suficiente para que se pueda perfilar el Santa Rosa completo. En caso de la situación de transición se perforará dentro de esta, hasta pasar la zona con manifestaciones de hidrocarburos y terminar en la lutita más próxima. 9


5. MARCO ESTRUCTURAL La estructura Aguaragüe Norte, forma parte de la faja plegada y corrida del Subandino Sur, la cual obedece su existencia a la Orogenia Andina, iniciada en el Terciario temprano, como consecuencia de la subducción de la placa oceánica demarcada a lo largo del límite occidental de Sudamérica. Este cuadro tectónico, en la interface Subandino – Andino envuelve a rocas del Paleozoico Inferior, mientras que en lo que corresponde a la zona Subandina incluye a las secuencias jóvenes dentro del marco conocido como thinskin. El cuadro estructural del área, está representado por el anticlinal de Aguaragüe Norte que tiene una orientación aproximada norte-sur, con los flancos con ángulos altos de inclinación, próximos a la vertical. En la culminación existen una serie de fallas de poco rechazo, mientras que el flanco oriental está afectado por otras fallas de mayor rechazo, determinando la presencia de un bloque intermedio y otro más profundo, además del bloque somero objetivo principal del sondeo. En el trabajo de interpretación, fueron preparados una serie de cortes estructurales a lo largo de toda la serranía de Aguaragüe, desde Sipotindi al Norte hasta el campo Aguaragüe en Argentina. Dichos cortes fueron construidos y restaurados con el software Lithotect. El acortamiento decrece gradualmente de Norte a Sur. Esto se refleja incluso en la geología de superficie, con afloramientos del Devónico superior hacia el Norte y del Carbonífero hacia el Sur. Se asumieron dos niveles de despegue. El principal y más profundo (ubicado aproximadamente a 8500 m bajo el nivel del mar a la longitud de la serranía de Aguaragüe) se ubica en la base del Silúrico. El segundo nivel de despegue se encuentra en la base de las pelitas Devónicas de la Fm Los Monos. El acortamiento es transmitido por el nivel de despegue superior hacia los lineamientos ubicados más al Este (Porvenir, La Vertiente, Villamontes). Varias fallas fuera de secuencia, más jóvenes, afectan a las estructuras originadas en secuencia normal. La cinemática de la deformación, usada en todas las secciones, es la siguiente: A los 4 M.a., la serranía de Aguaragüe aún no ha comenzado a levantarse. La deformación transmitida desde la sierra de San Antonio se resuelve en un apilamiento dentro de las pelitas de Los Monos. Este apilamiento será llevado en forma pasiva en los próximos movimientos. Entre los 2.7 y 2.4 M.a., se origina un anticlinal de rampa que ubicará los potenciales reservorios en el bloque colgante y dará origen a la futura escama profunda. Luego de un período de relativa calma, la deformación se reanuda con fallamiento fuera de secuencia entre los 1.2 y 1.05 M.a., afectando a la estructura anterior y originando la escama más somera.

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La exactitud de las edades de la deformación se debe a datos de superficie realizados en el lado argentino de la serranía de Aguaragüe, mediante estudios de trazas de fisión de apatitas y medición de edades por datación radiométrica. CORTE ESTRUCTURAL (Línea MT 5) POZO SIP-X1 (1890m al N de la Línea MT 5) X: 463.259 Y: 7.730.511 Z: 1.150

Figura 4. Corte estructural (Línea MT 5) y trayectoria del pozo SIP-X1

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5.1.

RESERVORIOS OBJETIVO

Los reservorios objetivos para este pozo son: Huamampampa, Icla y Santa Rosa, los cuales se detallan a continuación. 5.1.1. Objetivo 1 (Huamampampa) Corresponde al reservorio Huamampampa, el cual está constituido por areniscas cuarcíticas de color gris claro, de grano medio ocasional fino o grueso, porosidad intergranular pobre, pero naturalmente fracturadas, carácter al que obedece su alta producción de hidrocarburos en los campos vecinos.

Figura 5. Mapa estructural del tope de Huamampampa

5.1.2. Objetivo 2 (Icla) Se refiere al cuerpo medio de la Formación Icla, compuesto por areniscas de color gris claro de grano medio y fino. Por encontrarse altamente compactadas, se encuentran fracturadas igual que el reservorio Huamampampa.

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Figura 6. Mapa estructural del tope Icla

5.1.3. Objetivo 3 (Santa Rosa) Corresponde a la Formación Santa Rosa, este reservorio está compuesto en su mayor parte por areniscas de grano medio con subordinación de los granos fino y grueso. Su porosidad es mayormente de fractura.

Figura 7. Mapa estructural del tope Santa Rosa bloque

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6. ANÁLISIS DE RIESGO EXPLORATORIO. Se realizó una estimación preliminar de volúmenes y riesgo geológico para los principales reservorios. Como análogos se usaron los parámetros del pozo CAI-11 (Caigua), CMT-1000 (Camatindi), SBL-X1 (Sábalo), SRR-X1 (Sararenda). En el análisis del riesgo geológico, la estructura configura un anticlinal bien conformado, cerrado por los cuatro lados, producto del emplazamiento en forma de propagación de la falla Boyuibe, desarrollando una buena trampa estructural con los flancos este y oeste bien conformados y hundimientos norte y sur definidos. En lo referente a reservorios, su presencia está garantizada por estudios regionales y datos de pozos vecinos. No existe duda en cuanto al sello vertical y lateral por la cubierta de la Formación Los Monos y tampoco por la falta de carga, ya que los estudios de geoquímica lo justifican de manera fehaciente. 7. PROGNOSIS ESTRATIGRÁFICO La columna estratigráfica a perforar por el pozo SIP-X1 fue elaborada por extrapolación de los pozos CAI-1001, CMT-1000 y la geología regional del área. Tabla 2. Prognosis Estratigráfica pozo dirigido

SISTEMA

FORMACION

CARBONÍFERO

Tupambi Iquiri Los Monos Huamampampa Icla Santa Rosa Silúrico TD

DEVÓNICO SILÚRICO

PROFUNDIDAD PROF. (m (m MD) TVD) 0 1255 1614 2834 3184 3434 3834 4100

0 1255 1610 2760 3110 3360 3760 4026

PROF. (m ESPESOR TVD SS) (m MD) 1150 -105 -460 -1610 -1960 -2210 -2610 -2876

1255 359 1220 350 250 400 266

8. DESVIACIÓN DE POZO Se propone perforar el pozo Sipotindi X1 verticalmente hasta la profundidad de 1255 mMD, seguidamente, perforación dirigida hasta 2834 mMD (tope Huamampampa) y nuevamente vertical hasta la profundidad final.

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Tabla 3. Esquema de cañerías

Sistema

Formación (m) Top (m)

Superficie Carbonífero Tupambi Iquiri Devónico

Silúrico

Los Monos Huamampampa Icla Santa Rosa Silúrico

Agujero (“)

Casing (“)

Zapato (m)

0 110 1265

24 17 1/2 17 ½

20

110

1624 2845 3195 3445 3845

12 1/4 8½ 8½ 6 6

13 3/8 9 5/8 7

1624 2845 3230

5

4100

Lodo(ppg) F° WBM 8.6 WBM 8.8 - 139 9.5 OBM 14.0 15.5 209 OBM 13.5 OBM 14.5 OBM 14.5 OBM14.5 229

9. DISEÑO DEL POZO

Figura 8. Diseño del pozo (Fuente GPE-YPFB)

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10. GRADIENTE DE PRESIONES: La ventana estable del lodo varía para cada una de las fases o secciones atravesadas durante la perforación, así las diferentes formaciones muestran distintas capacidades de presiones de formación y fractura. La gradiente de presiones de formación (Presión de Poros) y Fractura estimadas para el pozo SIP-X1 (figura 9), se ha obtenido en base a información de pozos perforados en el Subandino Sur del Campo Margarita y otros, que atravesaron Formaciones del Sistema Carbonífero y Devónico llegando hasta la Formación Icla. Se estima el gradiente de presión de formación y fractura normal, sin embargo para la Fm. Los Monos se estiman gradientes de presiones altas, por lo cual se recomienda utilizar el peso del fluido hasta 15.5 ppg (tabla 4).

Figura 9. Gradiente de presiones

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Tabla 4. Gradiente de presiones Formación

Tupambi

Iquiri

Los Monos

Huamampampa

Icla

Santa Rosa

Silúrico

Depth TVD (m)

MW (ppg)

ECD (ppg)

DEPP (ppg)

DEPF (ppg)

30.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.00 800.00 900.00 1000.00 1100.00 1200.00 1265.00 1300.00 1400.00 1500.00 1600.00 1624.00 1650.00 1700.00 1800.00 1900.00 2000.00 2100.00 2200.00 2300.00 2400.00 2500.00 2600.00 2700.00 2800.00 2845.00 2900.00 2950.00 3000.00 3050.00 3100.00 3195.00 3200.00 3250.00 3300.00 3350.00 3400.00 3440.00 3500.00 3550.00 3600.00 3650.00 3700.00 3750.00 3800.00 3845.00 3900.00 4000.00 4100.00 4150.00

8.60 8.70 8.71 8.80 8.80 8.80 8.80 8.90 8.92 8.95 9.00 9.10 9.20 9.20 9.40 9.40 9.40 9.50 9.50 13.50 14.00 14.00 14.00 14.00 14.20 14.20 14.70 14.70 15.00 15.00 15.20 15.20 15.20 13.5 13.5 13.5 13.5 13.6 13.6 14 14.2 14.2 14.2 14.3 14.3 14.3 14.4 14.4 14.4 14.4 14.4 14.5 14.5 14.5 14.5 14.5 14.5

8.80 8.90 8.91 9.00 9.00 9.00 9.00 9.10 9.12 9.15 9.20 9.30 9.40 9.40 9.65 9.70 9.70 9.80 9.81 13.81 14.31 14.31 14.31 14.31 14.51 14.51 15.01 15.01 15.31 15.31 15.51 15.51 15.51 13.80 13.80 13.80 13.80 13.90 13.92 14.32 14.52 14.52 14.52 14.62 14.62 14.60 14.70 14.70 14.70 14.70 14.70 14.80 14.80 14.80 14.80 14.80 14.80

8.00 8.22 8.10 8.00 8.20 8.10 8.30 8.35 8.28 8.30 8.20 8.30 8.34 8.50 8.65 8.60 8.85 8.70 8.75 12.65 12.66 12.80 12.75 12.85 12.78 12.85 13.45 13.40 13.32 13.30 13.70 13.85 13.80 9.80 9.70 10.10 9.90 10.20 10.10 13.10 13.21 13.20 12.95 13.30 13.25 13.50 12.85 13.20 12.65 12.70 12.65 12.95 12.75 12.80 12.75 12.90 12.85

10.80 11.08 11.50 11.64 11.92 12.00 12.48 12.76 13.00 13.80 13.60 13.88 14.00 14.20 14.25 14.15 14.30 14.50 15.12 16.01 16.00 16.35 16.25 16.69 16.55 17.03 16.90 17.37 17.54 17.71 17.45 17.76 18.00 16.50 16.32 16.80 16.50 16.90 17.10 17.20 17.32 17.20 17.60 17.30 17.34 17.69 17.95 17.80 17.89 17.70 18.10 18.50 18.30 18.65 18.75 19.00 18.90

17


11. EVALUACION DE FORMACION 11.1. Mud Logging 11.1.1. Objetivos          

Facilitar el trabajo de control, monitoreando la información de pozo Describir la litología de las muestras Cuantificar la porosidad visual, también la permeabilidad Cuantificar las fracturas Identificar zonas con hidrocarburos Cuantificar gas total y Cromatografía Cuantificar rastros de hidrocarburos Registrar parámetros de perforación: velocidad de penetración, profundidad etc. Predicción de presión de poro (shale density), DC exponente etc. Elaborar diario el master log 11.1.2. Requerimientos básicos







Una unidad moderna y computarizada de mud logging, asistido por un supervisor, dos operadores y dos recolectores de muestras. Una plataforma digital de transmisión en tiempo real a la oficina de Control geológico de YPFB. Reporte diario de pozo escrito y verbal. 11.1.3. Muestreo

Se coleccionará una (1) muestra húmeda y un (1) muestra seca por intervalo listado abajo. a) De 0 a 1255 m.

Cada 10 m.

b) De 1255 a 2834 m.

Cada 3 m.

c) De 2834 a 3434 m.

Cada 2 m.

d) De 3434 a 4100 m (TD)

Cada 2 m.

Coleccionar muestras para Geoquímica en Los Monos, Icla y Kirusillas a intervalos de 30 m. 11.1.4. Distribución 

Un set de muestra mojada y seca para YPFB. 18


11.2. Bioestratigrafía – Palinología  

Proveer muestras de las secciones Devónicas y Silúricas para análisis palinológico Analizar en las muestras la presencia de foraminíferos o algún tipo de microfósiles que ayuden a interpretar paleoambientes. 11.3. Programa de Registros Wireline

El programa de registros a efectuarse, nos permitirá obtener confiable evaluación sobre los temas geológicos, petrofísicos, geofísicos y geomecánicos del pozo SIP-X1 extensible a la estructura Sipotindi. 11.3.1. Registros en agujero abierto El siguiente programa es lo mínimo necesario para evaluar la sección atravesada por el pozo en agujero abierto, basado en el diseño de cañería. Carrera # 1 Sección 17 1/2 Tramo: 110 – 1624 m. Espesor: 1514 m MD Inducción Calibre Sónico Rayos Gama Perfil de Buzamiento Carrera # 2 Sección 12 1/4 “Tramo: 1624 – 2845

m. Espesor: 1221 m MD

Perfil de Buzamiento Inducción Calibre Sónico Rayos Gama Vertical Seismic Profile (VSP) Carrera # 3 Sección 8 ½ “Tramo: 2845 – 3230

m MD, Espesor: 385 m MD

Imagen de pozo, Perfil de Buzamiento Inducción 19


Sónico Density – Neutrón, Calibre Rayos Gama Resonancia Magnética, Rayos Gama Carrera # 4 Sección 6 “Tramo: 3230 – 4100

m MD, Espesor: 870 m MD

Imagen de pozo, Perfil de Buzamiento Inducción Sónico Density – Neutrón, Calibre, Rayos Gama Rayos Gama Resonancia Magnética, Rayos Gama 11.4. Testigos convencionales Para la toma de testigos se propone el siguiente programa: -

Nº 1. Un testigo orientado de 9 m en el reservorio Huamampampa Nº 2. Un testigo orientado de 9 m en el reservorio Icla Nº 3. Un testigo orientado de 9 m en el reservorio Santa Rosa

La toma de los anteriores testigos está en función de buenas manifestaciones de hidrocarburos. 11.4.1. Procedimiento El punto de testigo será determinado por el geólogo wellsite en coordinación con el geólogo supervisor. La toma del testigo será definida durante la perforación de acuerdo a la seguridad de haber penetrado en un cuerpo arenoso con manifestaciones de hidrocarburos que acrediten la toma del mismo. El objetivo de la toma del testigo es caracterizar plenamente el reservorio. El testigo se obtendrá revestido en aluminio. En todo caso, la operación se ejecutará, siempre y cuando permitan las condiciones del pozo. El manipuleo del testigo en superficie seguirá las especificaciones universales, especialmente referente al daño. El geólogo wellsite efectuará una descripción resumida del testigo.

20


El transporte será preferible realizar vía aérea, hacia el Laboratorio para el análisis extensivo. Es altamente recomendable que los testigos se corran orientados a los efectos de obtener buena información de microfracturas para la buena caracterización de estos reservorios. 11.5. Pruebas DST en agujero abierto Durante la perforación del pozo exploratorio, cuando se encuentra el reservorio objetivo, es necesario realizar una prueba (DST) en agujero abierto, para obtener la información original del contenido de fluidos, temperatura, presión, factor de daño, flujo etc. que coadyuven a la evaluación del potencial productivo del pozo. 11.5.1. Objetivos -

Evaluar presión de reservorio, permeabilidad, factor de daño, potencial productivo del pozo

-

Presión-temperatura y fluencia de pozo

-

Monitoreo con el uso de medidores de presión y temperatura en el fondo de pozo durante el periodo de flujo

-

Tomar muestra representativas de la relación de gas-condensado, muestra para PVT, tomar concentración de CO2

-

Tomar muestras de fluidos y concentración de otros componentes 11.5.2. Plan operativo

-

Armar equipo superficial de DST

-

Bajar el probador DST con tubería de perforación

-

Correr limpieza de pozo aumentando gradualmente el diámetro de choke.

-

Correr Build up inicial por un periodo de 8 horas

-

Pasar por separador después del periodo de flujo por lo menos con cuatro flujos a diferentes chokes

-

Tomar muestras de PVT a choke conveniente

-

Correr el flujo principal a periodo largo por lo menos 24 horas.

-

Sacar la herramienta de DST con tubería de perforación.

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propuesta geologica

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