Estudio de Percepción 2014
Contratos vigentes suscritos por la ANH –30 de junio de 2014
Reservas de Crudo
Reservas de Gas
Banco de información petrolera
Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH. 2008
El Banco de Información Petrolera está compuesto por:
• El Sistema de administración
de datos, constituido por el centro de cómputo y la operación de recepción, verificación,
catalogación, cargue y suministro de la información. En la actualidad el Banco
de Información Petrolera cuenta con más de 1 600 000 unidades de información
digital representadas en 890 000 unidades físicas, de la siguiente forma:
• La Cintoteca Nelson Rodríguez
Pinilla es el centro de información en el cual se almacenan todos los medios físicos
originales que se encuentran cargados en la base de datos: documentos, mapas, sísmica,
pozos, etc.
• La Litoteca Nacional Bernardo
Taborda, ubicada en Piedecuesta, Santander, es el centro de información e
investigación en ciencias de la Tierra que administra y preserva las colecciones
de muestras de roca del país y promueve su estudio sistemático orientado a la
exploración y aprovechamiento sostenible de los recursos minero energéticos y a
la investigación de los procesos geológicos naturales.
Cuencas
Adquisición Sísmica
Adquisición Sísmica
Perforación de pozos exploratorios
Evaluación de recursos y escenarios de producción
IHS Strategic Consulting Services. 2008
IHS extrajo
20 años de producción histórica de su base de datos patentada para cada uno de los
campos en Colombia, información que ha sido complementada con la producción de
2007 recibida por IHS de parte de
la ANH para muchos de los campos. A partir de
estos datos, IHS analizó la
declinación y el crecimiento de la producción de campos recientes y realizó un
cálculo de cada campo para determinar las tendencias de producción futuras.
Esto se llevó a cabo determinando la tasa de declinación anual de los últimos
12 años, utilizando periodos de tres a cuatro años. Se calculó el promedio de
la declinación anual observada para cada uno de estos periodos y, cuando el
promedio resultante arrojó entre el 5% y 30%, se aceptó esa tasa de declinación
y se utilizó para efectuar los pronósticos futuros.
Evaluación, integración, interpretación y reinterpretación de la información
suministrada y consultada para la ronda Caribe
Halliburton-Landmark. 2007
Localización
Geográficamente el área está localizada en aguas territoriales colombianas
sobre el Caribe, comprende los límites políticos occidentales con Panamá hasta
los límites orientales con las islas de los Monjes, con una extensión real de
aproximadamente 80 000 km2.
Para efectos de este proyecto el área fue dividida en tres
regiones geográficas:
1. Área suroeste (Sinú y Urabá).
2. Área central (Cartagena).
3. Área noreste (Guajira).
Marco geológico
Provincias geológicas
Dentro los tres dominios tectónicos convergentes, margen activo de
la placa del Caribe, margen pasivo de la placa de Suramérica y margen pasivo de
la placa de Arco de Panamá, se pueden distinguir siete provincias geológicas
como se ilustran en la figura.
En la tabla 1 se presentan los lineamientos estructurales que constituyen los límites entre las diferentes provincias
estructurales, o que son rasgos importantes dentro de ellas y que son referencias de interés en la literatura
geológica de esta región.
Estos elementos estructurales, las provincias y sus límites, dibujan el resultado de la actividad tectónica del Caribe colombiano a través de su historia almacenada en el registro estructural-estratigráfico.
Conclusiones
Potencial exploratorio
Con el fin de evaluar el potencial exploratorio del offshore del
Caribe colombiano, Halliburton conformó un grupo técnico multidisciplinario,
logrando
Desde el punto de vista crítico de ponderación de los elementos del sistema petrolífero el de mayor incertidumbre es el de sincronía y migración con un factor de 0,05, seguido por la geometría de la trampa con 0,11, luego la roca sello con 0,15, posteriormente la roca generadora con 0,21 y el factor de mayor confianza es la roca reservorio con 0,35, tabla 3.
Reservas de crudos pesados en
la cuenca de los Llanos Orientales
Halliburton-Landmark. 2006
La Cuenca de los Llanos Orientales de Colombia cubre 220 000 km2, de los cuales 153 000 km2
tienen manifestaciones de petróleo pesado. En esta área, se han descubierto 16 campos que producen petróleo con gravedades menores o iguales a 20º API y otros cuatro que aunque producen crudo más liviano, han tenido manifestaciones iniciales o tienen horizontes con reservas de pesado aún por desarrollar. A diciembre de 2005, se completó una producción acumulada de crudos pesados de 341 millones de barriles y se extraían 82 000 barriles diarios.
Producción
Promedio anual de producción en miles de barriles de petróleo equivalente (Kbped)
Reducción significativa a partir de 2015 con un alto impacto fiscal
Base: 2,445 MBls+ 5,000 MBls 15 años / Campos - 17% / Baja Efectividad (658 P; 320 MB)
Se asume alta Inversión futura en EOR, YC, YNC, OFFS, resultado mediano y largo plazo
Marco Fiscal Mediano Plazo 2014 asume + 5,000 MB en 10 años (producción anticipada)
Retos del Sector Petrolero en Colombia
Contexto
1. Contexto macroeconómico e internacional
• Caída precios del petróleo 2014 y pronósticos 2015 y largo plazo.
• Creciente competencia regional
• Cambio reciente de motores de crecimiento económico.
• Si a la industria petrolera le va bien, al país le va bien.
2. El ‘boom’ no se ha acabado: retos y oportunidades
• El principal reto es aumentar las reservas.
• Competitividad y viabilidad sectorial: Necesidad de reglas claras y estables, y de condiciones favorables para operar (seguridad, licenciamiento, comunidades)
• Oportunidades: Campos en evaluación, EOR, YNC y Offshore..
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