evaluaciÓn de oportunidad de negocio en la industria
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EVALUACIÓN DE OPORTUNIDAD DE NEGOCIO EN LA INDUSTRIA
PETROLERA – CAMPO DE PETRÓLEO EN LA SELVA
PERUANA
María Paula Madariaga
201213945
Proyecto de Grado
Director: Javier Villamizar
Codirector: Jean Baptiste Tary
Facultad de Ciencias
Departamento de Geociencias
Noviembre 2017
Bogotá D.C., Colombia
2
Proyecto de Grado
Presentado al Departamento de Geociencias
Universidad de Los Andes
Codirector ____________________________
Jean Baptiste
3
Agradecimientos
A mi familia, por ser mi apoyo eterno y fundamental, todo es gracias a ustedes y por ustedes.
En especial, a mi director Javier Villamizar, guía ejemplar y gran soporte en este increíble
proceso, gracias por todas las enseñanzas y la confianza brindada.
A Francisco Bello, por su gran ejemplo y apoyo, gracias por todo el aprendizaje.
A mi co-director Jean Baptiste, por su tiempo, consejos y correcciones.
A Frontera Energy y su equipo de trabajo, por su apoyo y por brindarme todas las herramientas
necesarias para llevar a cabo este proyecto.
A todos los que hicieron parte de este proceso de una u otra manera, mil gracias.
4
Contenido
Agradecimientos ................................................................................................................................. 3
Contenido ............................................................................................................................................ 4
Lista de Figuras ................................................................................................................................... 6
Lista de Tablas .................................................................................................................................... 8
Abstract ............................................................................................................................................... 9
Resumen ............................................................................................................................................ 10
1. Introducción .............................................................................................................................. 11
2. Marco Teórico ........................................................................................................................... 12
2.1. Sistema Petrolífero ............................................................................................................ 12
2.2 Potencial Petrolífero .......................................................................................................... 14
2.2.1 Petróleo Total Inicialmente In Situ: .......................................................................... 15
2.2.2 Reservas: ................................................................................................................... 15
2.2.3 Recursos: ................................................................................................................... 16
2.3 Prospecto ........................................................................................................................... 17
2.4 Play .................................................................................................................................... 17
2.5 Estimación cantidades Recuperables................................................................................. 17
2.5.1 Estimación Volumétrica ............................................................................................ 18
2.6 Riesgo Geológico .............................................................................................................. 18
2.7 Traza Sísmica .................................................................................................................... 20
2.8 Sismograma sintético ........................................................................................................ 20
2.9 Evaluación económica ....................................................................................................... 21
2.9.1 Capital expenditure (CAPEX) ................................................................................... 21
2.9.2 Operational expenditure (OPEX) .............................................................................. 21
2.9.3 Valor Presente Neto (VPN) ....................................................................................... 21
3. Marco Geológico ....................................................................................................................... 22
3.1 Ubicación Geográfica del Proyecto ................................................................................... 22
3.2 Geología Regional ............................................................................................................. 23
3.3 Unidades Estratigráficas .................................................................................................... 24
3.3.1 Formación Vivian ...................................................................................................... 25
3.3.2 Formación Chonta ..................................................................................................... 26
3.3.3 Formación Cushabatay .............................................................................................. 26
4. Sistema Petrolífero .................................................................................................................... 26
4.1 Roca Fuente ....................................................................................................................... 27
5
4.2 Roca Reservorio ................................................................................................................ 29
4.3 Roca Sello ......................................................................................................................... 30
4.4 Trampa .............................................................................................................................. 31
4.5 Familias de crudo .............................................................................................................. 31
4.6 Generación y Migración .................................................................................................... 33
4.7 Sobrecarga Sedimentaria ................................................................................................... 34
5. Softwares ................................................................................................................................... 34
5.1 Reserves Evaluation Programme (REP) ............................................................................ 34
5.2 Decision Space .................................................................................................................. 35
6. Metodología .............................................................................................................................. 35
6.1 Información Disponible ..................................................................................................... 36
6.2 Registro de Pozos .............................................................................................................. 37
6.3 Proyecto en Decision Space .............................................................................................. 37
6.4 Marcadores estratigráficos ................................................................................................ 37
6.5 Amarre pozo-sísmica......................................................................................................... 38
6.6 Mapa Estructural ............................................................................................................... 39
6.7 Cálculo de Volumetrías ..................................................................................................... 43
6.8 Riesgo Geológico .............................................................................................................. 45
6.9 Evaluación Económica ...................................................................................................... 50
7. Resultados ................................................................................................................................. 51
7.1 Interpretación Sísmica ....................................................................................................... 51
7.2 Mapa Estructural ............................................................................................................... 54
7.3 Cálculo de Volumetrías ..................................................................................................... 56
7.4 Probabilidad de Éxito ........................................................................................................ 57
7.5 Carga y Transporte ............................................................................................................ 58
7.6 Evaluación económica ....................................................................................................... 60
8. Discusión y Conclusiones ......................................................................................................... 63
9. Bibliografía ............................................................................................................................... 66
6
Lista de Figuras
Figura 1: Cuencas sedimentarias de Perú. (Tomado de (ProInversión, 2013) .................................. 11
Figura 2: Trampa estructural por falla y por pliegue anticlinal. ........................................................ 13
Figura 3: Tipos de trampa estratigráfica – acuñamiento, discontinuidad y arrecife.......................... 13
Figura 4: Trampa mixta. .................................................................................................................... 13
Figura 5: Elementos de un sistema petrolífero. (Modificado de (Magoon & Dow, 1994)) .............. 14
Figura 6: Marco de clasificación de reservas y recursos. .................................................................. 16
Figura 7: Matriz de riesgo geológico incluyendo los cuatro factores mencionados: roca madre, roca
almacén, trampa y dinámico. (Tomado de (Madrid, 2015) ............................................................... 20
Figura 8: Mapa de lotes de contratos, cuencas sedimentarias y áreas naturales protegidas con la
ubicación del bloque estudiado (en rojo). (Tomado de (Perúpetro, 2017) ........................................ 22
Figura 9: Sección estructural regional de la cuenca Marañón. (Modificado de (Veilleux, 2012)) ... 23
Figura 10: Columna estratigráfica cuenca Marañón. (Tomado de Pacific E&P. (2016)) ................. 25
Figura 11: Eventos ocurridos en la formación Pucara y Chonta. (Tomado de (Minaya, 2008))....... 27
Figura 12: Distribución espacial de las familias de crudo Maquia/Samiria C y Tambo/sungachi A y
B. (Tomado de (Mathalone & Montoya R., 2000)) ........................................................................... 32
Figura 13: Información disponible para el proyecto: sísmica 3D, 2D y pozos. ................................ 36
Figura 14: Generación del sismograma sintético. (Tomado de (White & Simm, 2003)) ................. 38
Figura 15: Ejemplo amarre sísmica-pozo. Tomado de (S&D Oilfield Services, 2017) .................... 39
Figura 16: Interpolación de horizonte mediante la herramienta Calculator ...................................... 40
Figura 17: Suavización del horizonte interpolado por medio de la herramienta Calculator. ............ 41
Figura 18: Creación grilla y contorno del horizonte Cushabatay por medio de la herramienta Grid and
Cotour. ............................................................................................................................................... 42
Figura 19: Ajustes disponibles del contorno en la herramienta Contour Interpretation. ................... 42
Figura 20: Prospecto con los diferentes contornos definidos. ........................................................... 45
Figura 21: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito del reservorio del Play. ........................ 46
Figura 22: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito del sello del Play. ................................. 46
Figura 23: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito de la fuente del Play. ............................ 46
Figura 24: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito de la trampa del prospecto. .................. 47
Figura 25: Preguntas para evaluar la probabilidad del sello del prospecto. ...................................... 48
Figura 26: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito del reservorio del prospecto ................. 48
Figura 27: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito de la carga del prospecto ...................... 49
7
Figura 28: Modelo de evaluación económica. ................................................................................... 50
Figura 29: Interpretación sísmica de los horizontes Cushabatay, Chonta, Vivian y Cachiyacu en una
inline y localización de la inline en el cubo sísmico. ........................................................................ 52
Figura 30: Interpretación sísmica de los horizontes Cushabatay, Chonta, Vivian y Cachiyacu en una
crossline con su respectiva localización en el cubo sísmico. ............................................................ 53
Figura 31: Mapa estructural al tope de la formación Cushabatay en TWT. ...................................... 54
Figura 32: Prospecto anticlinal definido por medio del mapa estructural. ........................................ 55
Figura 33: Parámetros ingresados en el software REP. ..................................................................... 56
Figura 34: Resultados del OIP (79,5 mmstb) y recuperable (29,6 mmstb) del software REP. ......... 57
Figura 35: Resultados probabilidades de éxito del Play (100%), Prospecto (36%) y general (36%).
........................................................................................................................................................... 57
Figura 36: Tramo I, II y Ramal norte del oleoducto Norperuano con sus estaciones de bombeo y
respectiva localización. (Tomado de Oleoducto Norperuano. (Gutiérrez, 2016)) ............................ 58
Figura 37: Ríos de Perú. (Tomado de (Mapas del mundo, 2017)) .................................................... 59
Figura 38: Perfil de producción. ........................................................................................................ 61
Figura 39: Comportamiento VPN ..................................................................................................... 62
8
Lista de Tablas
Tabla 1: Calidad de la roca generadora según el porcentaje de Total Organic Content (TOC). ....... 28
Tabla 2: Tipo de producto según el índice de hidrógeno (HI). ......................................................... 29
Tabla 3: Datos geoquímicos de las formaciones Pucara, Raya/Cushabatay y Chonta. ..................... 29
Tabla 4: Porosidad y permeabilidad de las rocas reservorios............................................................ 30
Tabla 5: Caracterización geoquímica de las familias genéticas de crudo de la cuenca Marañón.
(Tomado de (Mathalone & Montoya R., 2000)) ............................................................................... 32
Tabla 6: Edades de los tres eventos de generación y expulsión de las principales rocas fuente de la
cuenca Marañón. ............................................................................................................................... 33
Tabla 7: Conversión de contornos en dominio de tiempo (TWT) a profunidad (Ft) a través de la
velocidad aproximada. ...................................................................................................................... 44
Tabla 8: Área en acres de cada contorno. .......................................................................................... 44
Tabla 9: Plan de actividades para realizar la explotación de los 30 millones de reservas durante 12
años ................................................................................................................................................... 60
Tabla 10: Premisas financieras definidas para la evaluación económica. ......................................... 61
Tabla 11: Principales valores ingresados al modelo de evaluación económica en Excel. ................ 62
9
Abstract
The increase in the amount of hydrocarbon reserves is the main objective of Oil & Gas industry and
it’s discover is based on the geological success in new territories exploration. These project presents
a technical-economic evaluation of a light oil prospect localized in the “Marañón Block” in the
Marañón basin of Perú. In first place, the technical evaluation was carried out using a seismic cube
of 350 Km2 and the well logs of four wells drilled within the area, the data interpretation was done
with the Decision Space software. As a result, a structural map in time domain (TWT) of the
Cushabatay formation was constructed and have been used to define an anticline structure as the
prospect. Later, a volumetric calculation of the structure with the Reserves Evaluation Programme
(REP) was made and a total of 79.5 mmstb oil in place and 30 mmstb of reserves were estimated. In
second place, the economical evaluation was accomplished by using the model of the company which
from the calculated reserves, a defined production profile and a costs and investment estimation, the
net present value (VPN) was calculated that allows to analyze the viability of the project. Considering
all the variables mentioned above, it was concluded that geologically the opportunity is an attractive
prospect with a medium to high probability of success. However, it is not aligned with the current
corporate strategy and is not considered to be economically attractive, which is why the company is
advised not to invest in it.
10
Resumen
El aumento de las reservas de hidrocarburos es el objetivo principal de las compañías del sector Oil
& Gas y su descubrimiento se basa en el éxito en la exploración de nuevos territorios. Este proyecto
presenta una evaluación técnico-económica de un prospecto de crudo ligero definido en el bloque
“Marañón Block” en la cuenca Marañón de Perú. En primer lugar, la evaluación técnica se llevó a
cabo con ayuda de un cubo sísmico 3D de 350 Km2 y los registros de pozo de cuatro pozos perforados
en el área, la interpretación de estos datos se realizó por medio del software Decision Space. Como
resultado, se obtuvo un mapa estructural en dominio de tiempo al tope de la formación objetivo
Cushabatay el cuál fue utilizado para definir una estructura anticlinal como prospecto.
Posteriormente, se efectuó el cálculo volumétrico de la estructura a través del software Reserves
Evaluation Programme (REP) y se estimó un total de 79.5 mmstb de barriles de petróleo in situ y
unas reservas de 30 mmstb. En segundo lugar, la evaluación económica fue elaborada a través de un
modelo establecido por la compañía donde a partir de las reservas definidas, un perfil de producción
establecido y una estimación de costos e inversión, se llegó al cálculo del valor presente neto (VPN)
el cual permite analizar la viabilidad del proyecto. Teniendo en cuenta todas las variables
mencionadas anteriormente, se concluyó que geológicamente la oportunidad es un prospecto atractivo
con una probabilidad de éxito media a alta. Sin embargo, no está alineada con la actual estrategia
corporativa y no se considera que sea atractiva económicamente, por esto se recomienda a la
compañía no invertir en ella.
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1. Introducción
En la búsqueda de oportunidades que permitan aumentar y/o mantener las reservas de hidrocarburos
-petróleo y gas- las compañías del sector Oil & Gas se encuentran en la tarea de explorar nuevos
territorios y nuevos horizontes geológicos. Debido a la abrupta caída en el precio del hidrocarburo,
actualmente llevar a cabo la exploración y explotación de un campo puede resultar en pérdidas. Por
esto, cuando se van a valorar oportunidades en un país, se debe realizar una evaluación teniendo en
cuenta su potencial petrolífero, los aspectos legales, contractuales y los diferentes riesgos
involucrados.
Perú, es un país localizado dentro de una de las más
prolíficas áreas para prospección de hidrocarburos
en América del Sur. Cuenta con 18 cuencas
sedimentarias con alto potencial para exploración
de hidrocarburos, la mayoría de ellas en la selva de
la cuenca hidrográfica alta del Amazonas, siendo la
Cuenca Marañón una de sus principales regiones
productivas, con un acumulado de producción de
más de 1,000 MMBP y 115 pozos exploratorios
(Figura 1). Además, recientemente Perú ha buscado
impulsar las actividades de exploración y
producción en sus Lotes. PETRO PERÚ, ente
regulador gubernamental de Perú, ha elaborado un
Plan de Medidas de Rápido Impacto, cuyo objetivo
es reactivar la inversión y producción a corto plazo
(Núñez, 2016).
En vista de lo anterior, el presente proyecto brinda
a la compañía Frontera Energy una evaluación
técnico-económica de una oportunidad exploratoria ubicada dentro del bloque “Marañón”. En el
desarrollo, se expuso la descripción geológica y estratigráfica regional de la cuenca, además de
describir su sistema petrolífero. Posteriormente, con ayuda de los datos sísmicos y los registros de
pozo, se construyó un mapa estructural de la formación planteada como objetivo: Cushabatay. Por
medio de las propiedades petrofísicas del yacimiento, obtenidas en los registros de pozo, se cuantificó
el volumen de petróleo in situ (OIP) y recuperable en la estructura definida como prospecto, gracias
Figura 1: Cuencas sedimentarias de Perú. (Tomado
de (ProInversión, 2013))
12
al mapa estructural obtenido. Adicionalmente, como el objetivo se basa en plantear el esquema
integral del negocio, se estudiaron las facilidades de superficie, transporte y comercialización de los
hidrocarburos producidos para realizar un perfil de producción y concluir su viabilidad económica.
2. Marco Teórico
2.1. Sistema Petrolífero
Un sistema petrolífero se define como el conjunto de procesos interdependientes y elementos
geológicos que tienen lugar en una cuenca sedimentaria y dan como resultado la generación,
expulsión y acumulación de hidrocarburo.
Los elementos de un sistema petrolífero son:
• Roca generadora: Es una unidad de roca sedimentaria compuesta por shale o caliza que
contiene los precursores de formación de hidrocarburos; la materia orgánica sujeta a
condiciones de alta temperatura y presión, por un tiempo prolongado, genera hidrocarburos.
• Roca reservorio: Es una unidad litológica porosa y permeable la cual retiene y almacena el
petróleo y el gas migrado de la roca fuente.
• Roca sello: Unidad litológica de baja permeabilidad o impermeable la cual restringe al
hidrocarburo de escapar del reservorio.
El sistema petrolífero tiene dos procesos:
• Formación de la trampa: Desarrollo de un rasgo estructural o estratigráfico que asegura una
posición fija y firme del sello y del reservorio la cual evita el escape del petróleo y gas, es el
“recipiente” que contiene los hidrocarburos en subsuelo. Existen 3 tipos diferentes de
trampas, Estructural: Aquella constituida por la deformación de los estratos del subsuelo,
causada por esfuerzos internos de la corteza terrestre y que ocasionan fallas (fracturas con
desplazamiento) y plegamientos (Figura 2).
13
Figura 2: Trampa estructural por falla y por pliegue anticlinal.
Estratigráfica: Aquellas originadas por cambios laterales y/o verticales de las propiedades
petrofísicas de la roca (porosidad, permeabilidad, contenido de arcilla, etc…). Se forman
generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una roca porosa (Figura 3).
Figura 3: Tipos de trampa estratigráfica – acuñamiento, discontinuidad y arrecife.
Mixta: Es aquella generada por una combinación de pliegues y fallas con cambios de
porosidad de las rocas (Figura 4).
Figura 4: Trampa mixta.
• Generación, expulsión, migración y acumulación de hidrocarburos.
14
Estos elementos y procesos esenciales deben estar sincronizados correctamente en el tiempo y espacio
para que la materia orgánica de la roca fuente pueda convertirse en una acumulación de petróleo
(Ishimwe, 2014). La formación de la trampa debe ocurrir antes de que empiece la migración del
hidrocarburo, ya que si el hidrocarburo no se encuentra con un “recipiente” donde pueda quedarse y
acumularse va a seguir migrando y no se va a concentrar como una cantidad extraíble. De la misma
manera, la configuración de la trampa es un factor determinante en la acumulación del hidrocarburo,
esta debe ser de buena calidad e integridad para que no permita el escape del hidrocarburo (Figura 5).
Figura 5: Elementos de un sistema petrolífero. (Modificado de (Magoon & Dow, 1994))
2.2 Potencial Petrolífero
La geología del petróleo es una aplicación especializada de la geología que estudia todos los aspectos
relacionados con la formación de yacimientos petrolíferos y su prospección. Dentro de sus objetivos,
se encuentra la estimación de las reservas potenciales de los yacimientos. En la industria de los
15
hidrocarburos, la estimación de estas reservas es de gran importancia ya que permite tener una visión
de la rentabilidad y el valor de los diferentes campos a la hora de buscar nuevas oportunidades.
En vista de esto, para caracterizar los proyectos petrolíferos de forma uniforme, se utilizó la
categorización realizada por la SPE (Society of Petroleum Engineers) de recursos y reservas.
2.2.1 Petróleo Total Inicialmente In Situ:
Es la cantidad de petróleo que se estima que existe originalmente en acumulaciones de ocurrencia
natural. Esto incluye la cantidad de petróleo que se estima, que está contenida en acumulaciones
conocidas antes de iniciar su producción además de aquellas cantidades estimadas en acumulaciones
aún por descubrir.
2.2.2 Reservas:
Cantidades de petróleo que se anticipan como recuperables comercialmente a través de la aplicación
de proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas desde cierta fecha en adelante bajo
condiciones definidas. Las reservas deben satisfacer cuatro criterios: estar descubiertas, recuperables,
comerciales y remanentes (en la fecha de evaluación).
• Reservas Probadas (P1): Son esas cantidades de petróleo que, por el análisis de datos de
geociencia e ingeniería, pueden ser estimados con certeza razonable a ser recuperables
comercialmente. Alto grado de confianza de que las reservas serán recuperadas, al menos un
90% de probabilidad de que las cantidades recuperadas igualarán o excederán las
estimaciones.
• Reservas Probables (P2): Son aquellas cantidades de petróleo donde el análisis de datos de
geociencia e ingeniería indican que son menos probables a ser recuperadas comparadas a las
Reservas Probadas, pero más ciertas a ser recuperadas comparado a las Reservas Posibles.
Debería haber por lo menos una probabilidad de 50% a que las cantidades reales recuperadas
igualarán o excederán la estimación 2P (P1+P2).
• Reservas Posibles (P3): Son aquellas reservas cuyo análisis de datos de geociencia e
ingeniería sugiere que son menos posibles de recuperar que las reservas probables. La
cantidad total recuperada al final del proyecto tiene una baja probabilidad de exceder la suma
de las Probadas más las Probables más las Posibles 3P (P1+P2+P3) , que es equivalente al
escenario de estimación alta. Debería haber un 10% de probabilidad que las cantidades reales
recuperadas igualarán o excederán la estimación P3.
16
2.2.3 Recursos:
Los recursos corresponden a las cantidades de petróleo de ocurrencia natural sobre o dentro de la
corteza terrestre, recuperables o no recuperables, además de aquellas ya producidas; se dividen en
recursos contingentes y prospectivos.
• Recursos contingentes: Son aquellas cantidades de petróleo estimadas, a ser potencialmente
recuperables de acumulaciones conocidas. Sin embargo, el o los proyectos aplicados aún no
se consideran suficientemente maduros para el desarrollo comercial debido a una o más
contingencias.
• Recursos prospectivos: Se refieren a aquellas cantidades de hidrocarburo de acumulaciones
no descubiertas y que se estima que son potencialmente recuperables, a través de la aplicación
de proyectos futuros de desarrollo (SPE, 2009).
Figura 6: Marco de clasificación de reservas y recursos.
17
De esta manera, la clasificación de reservas y recursos también se relaciona con la cantidad y calidad
de información disponible. Entre mayor y mejor información se tenga del área (sísmica 2D y 3D,
registros de pozos) el rango de incertidumbre va a ser menor. Por lo tanto, el costo en la cadena de
valor aumentará al mismo tiempo que la posibilidad de que la reserva o recurso sea comercial (Figura
6).
2.3 Prospecto
Un prospecto corresponde a un área de exploración donde se predice que los hidrocarburos van a
existir en cantidades económicas. Normalmente, es una anomalía como una estructura geológica o
una anomalía de amplitud sísmica donde es recomendado perforar un pozo. Una vez la anomalía es
perforada el término prospecto desaparece y se convierte ya sea en un pozo seco o en un campo
productor (Schlumberger, 2017).
2.4 Play
El play se refiere a un área en donde la acumulación de hidrocarburos o prospectos de un dado tipo
ocurre. Normalmente, se encuentran en la misma región y son controlados por las mismas
circunstancias geológicas (Allen & Allen, 205).
2.5 Estimación cantidades Recuperables
Suponiendo que los proyectos han sido clasificados de acuerdo con la madurez del proyecto, la
estimación de cantidades recuperables asociadas bajo un proyecto definido y su asignación en las
categorías de incertidumbre puede basarse en un o una combinación de procedimientos analíticos. En
este proyecto, se utilizó el procedimiento analítico para estimar las cantidades recuperables,
específicamente se realizó la estimación volumétrica.
18
2.5.1 Estimación Volumétrica
Este procedimiento utiliza las propiedades de la roca del reservorio y de los fluidos para calcular los
hidrocarburos in situ y después estimar aquella porción que se recuperará con proyectos específicos
de desarrollo. Dentro de las incertidumbres que afectan esta estimación se tienen: geometría del
reservorio y límites de la trampa, características geológicas que definen la distribución poral y de
permeabilidad, combinaciones de calidad de reservorio, clases de fluidos y contactos que controlan
las saturaciones de fluido.
El volumen bruto de roca de interés es aquello para el reservorio total, mientras que la distribución
espacial y la calidad del reservorio impactan en la eficiencia de recuperación. El cálculo del petróleo
in situ, muchas veces utiliza valores promedios de la relación neto vs bruto, porosidad y saturaciones
de fluido (SPE, 2009). Por esto, el cálculo se realiza basándose en la información disponible que se
tenga del reservorio. En este caso, se utilizó el programa Reserves Evaluation Programme (REP).
2.6 Riesgo Geológico
En las fases tempranas de la evaluación de una oportunidad para adquirir un área de exploración y/o
producción de hidrocarburos, siempre hay una etapa que consiste en realizar una estimación subjetiva
de la probabilidad de éxito del sistema, la cual evalúa de uno a cero las principales variables presentes
en el sistema petrolífero. Estas variables son propias de cada prospecto y dependiendo de su presencia
o ausencia y de sus características se puede tener éxito o no. De esta manera, para prospectos
exploratorios el procedimiento sugerido es expresar la confianza que se tiene en cuatro aspectos
geológicos críticos de cualquier prospecto, respondiendo a las siguientes preguntas (AAPG WIKI,
2017):
- ¿Cuál es la probabilidad de que la roca reservorio este presente, que tenga la suficiente porosidad
y permeabilidad para ser productiva y el espesor mínimo y la extensión suficiente para contener
cantidades viables de hidrocarburos?
- ¿Cuál es la probabilidad de que exista una estructura geológica formada por la interfaz entre el
reservorio y el sello, con la geometría necesaria para entrampar el hidrocarburo generado?
19
- ¿Cuál es la probabilidad de que los hidrocarburos están presentes en el subsuelo de tal manera que
la roca objetivo ha tenido acceso a ellos en alguna cantidad para proporcionar al menos un mínimo
de carga de aceite o gas?
- ¿Cuál es la probabilidad de que la trampa sello estuviera ya formada cuando los hidrocarburos
migraron al área del prospecto?
En este caso de estudio, el riesgo geológico se calculó con la ayuda del software REP 5, el cual realiza
la multiplicación de las fracciones decimales representativas de los 4 factores mencionados
anteriormente (roca reservorio, estructura geológica, carga de aceite o gas y trampa-sello) para
determinar la probabilidad geológica de éxito (GPOS). La siguiente fórmula puede ser una
representación de lo anterior:
Expectativa geológica: Factor roca madre * Factor roca reservorio * Factor trampa * Factor dinámico
Los riesgos asociados a cada factor se definen de acuerdo con la siguiente escala:
• Desfavorable <0.30
• Cuestionable 0.30 - 0.50
• Neutral 0.50
• Deseable 0.50 – 0.70
• Favorable > 0.70
El nivel de riesgo geológico o exploratorio en una oportunidad está asociado a la fracción determinada
en la multiplicación, teniendo:
• Muy bajo riesgo: 0.99 – 0.5
• Bajo riesgo: 0.25 – 0.5
• Riesgo moderado: 0.125 – 0.25
• Alto riesgo: 0.063 – 0.125
De esta manera, tomando en cuenta los cuatro factores que intervienen en el sistema se puede realizar
una matriz de riesgo geológico visualizando las oportunidades (Figura 7) (Madrid, 2015).
20
Figura 7: Matriz de riesgo geológico incluyendo los cuatro factores mencionados: roca madre, roca
almacén, trampa y dinámico. (Tomado de (Madrid, 2015))
2.7 Traza Sísmica
“La traza sísmica corresponde a los datos sísmicos registrados para un canal. La traza representa la
respuesta del campo de ondas elásticas a la velocidad y los contrastes de densidad a lo largo de las
interfases de las capas de rocas o los sedimentos a medida que la energía viaja a través de las capas
del subsuelo, desde una fuente hasta un receptor o un arreglo de receptores” (Schlumberger, 2017) .
Esta respuesta puede ser asociada a las características geológicas del subsuelo.
2.8 Sismograma sintético
“Es un modelo unidimensional directo de la energía acústica que se propaga a través de las capas de
la Tierra. El sismograma sintético es generado mediante la convolución de la reflectividad derivada
de los registros acústicos y de densidad digitalizados, derivándose la ondícula de los datos
sísmicos” (Schlumberger, 2017).
21
2.9 Evaluación económica
La evaluación económica de proyectos tiene como objetivo identificar las ventajas y desventajas
asociadas a la inversión de un proyecto antes de la implementación del mismo. Así, realizar una
evaluación económica es una herramienta para la toma de decisiones de inversión (Garrido, 2002).
2.9.1 Capital expenditure (CAPEX)
El CAPEX o gastos de capital se refiere a los fondos utilizados por una compañía para adquirir o
mejorar bienes físicos. En la industria Oil and Gas dentro de esta categoría se pueden encontrar
adquisiciones de equipos, medios de transporte, maquinaria, instalaciones, etc (Investopedia, 2017).
2.9.2 Operational expenditure (OPEX)
El OPEX consiste en los costos recurrentes de un producto, sistema o compañía. En esta categoría se
pueden encontrar costos como mantenimiento de equipos y maquinaria, consumos, alquileres,
salarios, etc.
En pocas palabras, los gastos de capital tienden a ser grandes inversiones en bienes, que aparecen en
el balance y se deprecian durante la vida del activo, típicamente 3 años, mientras que los gastos
operativos aparecen en la cuenta de pérdidas y ganancias y se relacionan con los gastos incurridos de
forma continua (Energyst, 2017).
2.9.3 Valor Presente Neto (VPN)
El VPN es una herramienta que sirve como indicador para medir y determinar la viabilidad de una
inversión o un proyecto en términos de rentabilidad y ganancia. A partir de su análisis, proporciona
un marco de referencia para la toma de decisiones donde permite comparar la inversión a realizar y
los flujos de caja que se producirán en el futuro (Navarro, 2017).
22
3. Marco Geológico
3.1 Ubicación Geográfica del Proyecto
El proyecto se encuentra enmarcado dentro del territorio peruano, localizado en la cuenca Marañón
(Figura 8).
Figura 8: Mapa de lotes de contratos, cuencas sedimentarias y áreas naturales protegidas con la ubicación
del bloque estudiado (en rojo). (Tomado de (Perúpetro, 2017))
23
3.2 Geología Regional
La cuenca Marañón es la cuenca sedimentaria más grande del territorio peruano ocupando un área de
450.000 𝐾𝑚2; presenta una forma asimétrica y elongada hacia el N-S con un máximo de subsidencia
al Oeste (Figura 9). Geológicamente, es parte de una gran cuenca sub andina que se extiende hasta
las cuencas Oriente en Ecuador y Putumayo en Colombia. Se encuentra limitada al Este por el Arco
de Iquitos, al Oeste por la zona Subandina (cuencas Huallaga y Santiago), al sur por el alto de
Cushabatay-Contaya (la cual separa a dicha cuenca de la cuenca Ucayali) y al norte por la ya
mencionada cuenca Oriente del territorio ecuatoriano (Timoteo, 2015).
Figura 9: Sección estructural regional de la cuenca Marañón. (Modificado de (Veilleux, 2012))
La evolución de la cuenca Marañón tuvo su inicio desde el Pérmico Tardío al Triásico temprano con
un gran evento extensional que dividió la plataforma Paleozoica y las rocas de basamento en una serie
de grabens y semi grabens. La cuenca puede ser dividida en dos regiones debido a su actividad
tectónica, entre las cuales se encuentra una zona de flexura que separa la estable plataforma al Este
de la cuenca subsidente al Oeste (PARSEP, 2002).
Marañón Block
24
La cuenca comenzó a adoptar la configuración que tiene hoy en día a través de la secuencia de eventos
tectónicos que abarcan el Terciario y culminan en el Mioceno con la gran deformación de la orogenia
Quechua. El límite occidental actual se formó a través de una compleja combinación de fallas con
gran ángulo, inversión de cuenca y frentes de deformación tipo thin-skinned que ahora separan la
cuenca Marañón de la cuenca Santiago y la cuenca Huallaga (Wine, 2002).
Históricamente, la actividad exploratoria en la cuenca Marañón se ha concentrado a lo largo de una
franja estrecha en el flanco oriental menos profundo, principalmente en estructuras del Pre-Eoceno
las cuales están constituidas tanto por reservorios como por rocas generadoras de edad cretácico
superior (Karoon, 2008).
La primera compañía en perforar en la cuenca fue Texaco con el pozo Marañón 8-1X en 1955, el cual
resultó seco. Después de 23 años de no tener éxito alguno, el campo Corrientes fue descubierto por
Petroperú con su primer pozo en 1971; ahora Marañón corresponde a una de las principales cuencas
productoras de Perú con aceites que varían entre 15 a 45 grados API (American Petroleum Institute,
Gravedad API), de los cuales, ninguno muestra signos de inmadurez, por lo cual los bajos valores se
les atribuyen a diferentes grados de biodegradación (PeruPetro, 2010).
3.3 Unidades Estratigráficas
La cuenca Marañón está constituida por un basamento cristalino de edad Precámbrica. Su relleno
sedimentario presenta espesores entre 3500 y 10000 m, con edades que varían entre el Paleozoico
temprano y el Cuaternario (Figura 10).
25
Figura 10: Columna estratigráfica cuenca Marañón. (Tomado de Pacific E&P. (2016))
Como se observa en la columna estratigráfica, la cuenca cuenta con dos formaciones fuente (Chonta
y Pucara) y tres formaciones reservorio (Vivian, Chonta y Cushabatay). Sin embargo, para el presente
proyecto la formación objetivo es Cushabatay.
3.3.1 Formación Vivian
La formación Vivian se describe como un depósito clástico de ambiente deltaico-transicional debido
a su geología. Está compuesta principalmente por areniscas cuarzosas algo carbonosas, lutitas y
limolitas; presenta edades entre el Campaniano – Maastrichtiano y espesores entre 20 y 150 m.
26
El cambio en el ambiente de depositación entre la formación infrayacente y Vivian se le atribuye a la
reiterada acción de los mares los cuales produjeron regresiones paulatinas y a la posterior fase de
deformación peruana.
3.3.2 Formación Chonta
La formación Chonta se encuentra constituida por 3 miembros: inferior (Cetico), medio (Lupuna) y
superior (Pona). El primero es atribuido al Cenomiano y está conformado por areniscas, calizas y
lutitas asociadas a un sistema deltáico, próximo a una plataforma carbonatada. El miembro Lupuna
se caracteriza por una sucesión de calizas y lutitas grises a negras depositadas durante el Turoniano.
Por último, el miembro Pona se caracteriza por una secuencia de lutitas marinas de edad Coniaciano-
Santoniano (Minaya, 2008).
3.3.3 Formación Cushabatay
La formación Cushabatay tiene edades del cretácico inferior y se caracteriza por areniscas masivas
con estratificación cruzada y algunas intercalaciones de lutitas y conglomerados a la base. Hacia el
oriente de la cuenca, la formación se encuentra en discordancia sobre el Paleozoico y hacia el Oeste
se encuentra de manera ligeramente discordante sobre la formación Sarayaquillo.
4. Sistema Petrolífero
Perú se encuentra ubicado dentro de una de las más prolíficas áreas con hidrocarburos en América
del Sur, siendo la cuenca Marañón una de sus principales regiones productivas con una producción
diaria de 25000 BPD (barriles por día), lo que equivale actualmente a más del 60% del total de la
producción nacional de petróleo (Dick, 2000).
En la Figura 11 se muestra la serie de eventos que ocurrieron en la cuenca Marañón, específicamente
en las formaciones Pucara y Chonta; principales rocas generadoras.
27
Figura 11: Eventos ocurridos en la formación Pucara y Chonta. (Tomado de (Minaya, 2008))
4.1 Roca Fuente
Cómo se ha resaltado anteriormente, la cuenca cuenta con dos significativas rocas fuentes que han
generado los hidrocarburos encontrados en los reservorios Cretácicos; dichas rocas constituyen las
formaciones cretáceas Chonta/Raya y la secuencia Triásica/Jurásica que compone el grupo Pucara.
En general, las rocas generadoras de calidad presentan las siguientes características en común: se
forman en ambientes anóxicos, o altamente reductores, son generalmente laminadas, poseen un valor
de TOC (Total Organic Content) que oscila entre alto y moderado y contienen materia orgánica que
se caracteriza por exhibir relaciones entre los átomos de hidrógeno y carbono superiores a 1,2.
El TOC se refiere a la cantidad de carbono orgánico presente en la roca y es un factor determinativo
en la habilidad de una roca para generar hidrocarburo. Su medición es una prioridad en la evaluación
de las rocas generadoras dado que el potencial petrolífero o gasífero de una formación se relaciona
con su contenido de carbono. De esta forma, según el porcentaje que se obtenga de carbono orgánico
la calidad de la roca generadora puede ser clasificada (Tabla 1)
28
CALIDAD DE ROCA
GENERADORA TOC %
No generadora < 0,5
Pobre 0,5 a 1
Regular 1 a 2
Buena 2 a 5
Muy buena > 5
Tabla 1: Calidad de la roca generadora según el porcentaje de Total Organic Content (TOC).
Adicionalmente, un componente crítico es la existencia de kerógeno térmicamente maduro. A medida
que aumenta la presión y la temperatura producto del aumento en la profundidad de sepultamiento,
los sedimentos se cuecen lentamente. Cuando hay suficiente calor, presión y tiempo, los sedimentos
se litifican y la materia orgánica contenida se convierte en kerógeno, el cual puede clasificarse en
cuatro tipos basado en su origen.
El kerógeno tipo I es generado predominantemente en ambientes lacustres y, en ciertos casos, en
ambientes marinos. Proviene de materia algácea, planctónica o de otro tipo, que ha sido intensamente
reelaborada por la acción de bacterias y microorganismos que habitan en el sedimento. Este tipo tiene
bajo contenido de oxígeno y alto de hidrógeno, siendo potencialmente petrolífero, pero también
potencial productor de gas dependiendo de su etapa de evolución con relación a la temperatura. Son
los menos comunes y constituyen menos del 3% de las reservas mundiales de petróleo y gas.
El kerógeno tipo II normalmente es generado en ambientes reductores, es decir, ambientes marinos
de profundidad moderada y se origina principalmente de restos de plancton reelaborados por
bacterias. Con bajo contenido de carbono y rico en hidrógeno este kerógeno puede generar petróleo
o gas al aumentar progresivamente la temperatura y el grado de maduración.
El kerógeno tipo III se origina principalmente de restos vegetales terrestres que han sido depositados
en ambientes marinos o no marinos, someros a profundos. Posee menos contenido de hidrógeno y
mayor contenido de oxígeno que los tipos I o II y como resultado tienda a generar gas seco. La
mayoría de los carbones contiene kerógenos tipo III.
Por otro lado, el índice de hidrógeno (HI) también es un factor utilizado en la evaluación de la roca
generadora. El HI se obtiene a partir de la relación entre el hidrógeno y el TOC y es proporcional a
la cantidad de hidrógeno contenido en el kerógeno. Por lo tanto, un alto HI señala un mayor potencial
para la generación de petróleo. Dependiendo de su valor, se puede estimar el tipo de producto que se
va a obtener: gas y/o petróleo (Tabla 2) (MacCarthy, Rojas, & Niemann, 2011).
29
TIPO DE PRODUCTO ÍNDICE DE
HIDRÓGENO (HI)
Gas 50 a 200
Gas y Petróleo 200 a 300
Petróleo >300
Tabla 2: Tipo de producto según el índice de hidrógeno (HI).
Teniendo en cuenta lo anterior, en la tabla 3 se muestran los datos geoquímicos de las formaciones
Pucara, Raya/Cushabatay y Chonta (formaciones generadoras) los cuales son importantes a la hora
de evaluar su calidad. Dentro de los datos encontramos: El TOC (Total Organic Content %), el HI
(Hydrogen Index) que se utiliza como un indicador de maduración y por último está el tipo de
kerógeno ( (WIKI, s.f.)AAPG WIKI, 2017).
FORMACION TOC (%) HI TIPO DE
KEROGENO
Pucara 12.5 538 Tipo II
Raya/ Cushabatay 3.1 227 Tipo III-II
Chonta 5.8 642 Tipo II-III
Tabla 3: Datos geoquímicos de las formaciones Pucara, Raya/Cushabatay y Chonta.
En base a los datos proporcionados, se puede decir que la formación Pucara presenta buena calidad
de roca generadora, teniendo muy alto porcentaje TOC, un HI productor de petróleo y kerógeno tipo
II que normalmente genera petróleo o gas. Por su lado, la formación Raya/Cushabatay tiene una
clasificación buena según el porcentaje TOC y según su índice de hidrógeno y tipo de kerógeno es
probable que produzca petróleo y/o gas. Por último, la formación Chonta tiene una muy buena calidad
según el porcentaje TOC y según su HI y tipo de kerógeno es posible que produzca petróleo. De esta
manera, los datos geoquímicos confirman que todas las formaciones tienen un muy buen potencial
para ser rocas generadoras.
4.2 Roca Reservorio
Las rocas reservorio de la cuenca presentan edades que van desde el Devónico hasta el Terciario,
comenzando por las arenas de la Formación Cabanillas y terminando con las arenas de la Formación
Pozo. En la tabla 4, se muestra una tabla con la porosidad (Ø) y permeabilidad (k) de las rocas
reservorio.
30
La porosidad y la permeabilidad de la roca son factores clave en el estudio de la roca reservorio, ya
que son las propiedades que le permiten a la roca que el aceite migre y se almacene en ellas. La
porosidad se muestra como un porcentaje y dependiendo de este se clasifica que tan bueno es el
reservorio. Por su lado, la unidad de medida de la permeabilidad es el milidarcy (mD) y según su
valor se clasifica en buena o mala.
NOMBRE Ø (%) PERMEABILIDAD (mD)
Formación
Cabanillas 17.7 - 25.1
Buena- Muy
Buena
9.5 - 84
Regular – Buena
Grupo Tarma 15.1 - 28 Buena- Muy
Buena
0.1 - 70
Descartable -
Buena
Formación
Cushabatay 10 - 12 Moderada 0.8 - 680
Regular – Muy
Buena
Formación Agua
caliente 10 - 29
Moderada- Muy
Buena
50 - 1500
Buena – Muy
Buena
Formación
Chonta 13 - 29
Buena- Muy
Buena 50 - 2113
Buena – Muy
Buena
Formación Vivian 18 - 32
Pobre en unas
zonas, Muy
buena en otras
68 - 1200 Buena – Muy
Buena
Tabla 4: Porosidad y permeabilidad de las rocas reservorios.
A partir de los anteriores datos, se puede observar que todas las formaciones mencionadas poseen
valores favorables de permeabilidad y de porosidad, por lo cual se corrobora que tienen una buena
calidad de roca reservorio o yacimiento.
4.3 Roca Sello
Las rocas sello de la cuenca Marañón presentan edades desde el Paleozoico hasta el Terciario,
incluyendo el Grupo Tarma y las formaciones Tarma, Raya, Chonta, Vivian, Cachiyacu y Pozo. Las
litologías de estas rocas sello corresponden a rocas impermeables como lutitas, arcillas y calizas. En
algunos casos, se intercalan con rocas reservorios de una misma formación, como es el caso de las
formaciones Chonta y Pozo, donde las arenas del reservorio se intercalan con las lutitas.
31
4.4 Trampa
Actualmente, los campos que se encuentran produciendo en la cuenca Marañón provienen
principalmente de trampas estructurales, especialmente anticlinales y estructuras falladas. En este
proyecto, el yacimiento se encuentra en una estructura anticlinal.
4.5 Familias de crudo
Dos o tres principales familias genéticas de crudo son reconocidas en el norte de las cuencas Sub-
Andinas basado en estudios geoquímicos de crudo productor, filtraciones de aceite y extractos de
potenciales rocas fuente en pozos y afloramientos.
Las familias genéticas muestran diferentes características en todas las cromatografías GC crudo gas,
espectrometría de cromatografía-masa de gases GC-MS, biomarcadores saturados y aromáticos
incluyendo algunos biomarcadores específicos de esas y radios de isótopos de carbono δ13C en
fracciones saturadas y aromáticas. Las diferencias para la clasificación de las familias genéticas
reflejan cambios en la roca fuente, facies orgánicas, ambientes deposicionales y edad geológica. Todo
el crudo fue generado por rocas fuente de origen marino con kerógeno tipo II como dominante y
presentan variaciones en la cantidad de algas, bacterias y una mínima materia orgánica de origen
terrestre lo cual caracteriza cada ambiente deposicional individual (Mathalone & Montoya R., 2000).
Las familias se agrupan de la siguiente manera:
• Familia Maquia/Samiria C (Grupo Pucará): Familia con dos subfamilias generadas por
ambientes de carbonatos puros (Maquia) y de carbonatos arcillosos (Samiria).
• Familia Tambo/Sungachi A y B (Formación Chonta): Familia con dos subfamilias, una con
mayor cantidad de materia orgánica de origen terrestre (Tambo) que la otra (Sungachi)
(Figura 12).
32
Figura 12: Distribución espacial de las familias de crudo Maquia/Samiria C y Tambo/sungachi A y B.
(Tomado de (Mathalone & Montoya R., 2000))
Tabla 5: Caracterización geoquímica de las familias genéticas de crudo de la cuenca Marañón. (Tomado de
(Mathalone & Montoya R., 2000))
El crudo del área del proyecto pertenece a la familia Tambo, se debe resaltar que es un crudo ligero
con 30-35° API.
33
4.6 Generación y Migración
En la cuenca Marañón se han identificado tres grandes eventos de generación y migración de
hidrocarburos, los cuales están ligados a episodios de rápido enterramiento. El primero ocurrió
alrededor de hace 280 m.a. en el Pérmico temprano y sólo tuvo efecto en las rocas fuente más antiguas
(Formación Contaya del Ordovícico y Formación Cabanillas del Devónico). En este periodo, el
enterramiento no fue de gran magnitud, sin embargo, fue suficiente para que se generaran
hidrocarburos con el incremento del flujo del calor.
Posteriormente, un segundo episodio de rápida y gran subsidencia tiene lugar a finales del Jurásico y
afecta tanto a las rocas fuente del Paleozoico como a la formación Pucara del Triásico. Las
formaciones Contaya y Cabanillas sufrieron sobremaduración entrando a la ventana de gas, mientras
que la formación Pucara generó y expulsó sus primeros hidrocarburos líquidos.
Finalmente, el tercer evento ocurrió durante el Neógeno y tuvo efecto principalmente en las
secuencias Mesozoicas y Terciarias. También, provocó un segundo pulso de generación de aceite
derivado del grupo Pucara y la completa maduración de la formación Chonta del Cretácico (PARSEP,
2002).
En la tabla 6, se muestran las edades de los tres eventos de generación y expulsión de las principales
rocas fuente de la cuenca Marañón.
Tabla 6: Edades de los tres eventos de generación y expulsión de las principales rocas fuente de la cuenca
Marañón.
FORMACION/ GRUPO INICIO DEL TIEMPO DE
GENERACION DE HC (Ma)
INICIO DEL TIEMPO DE
EXPULSION DE HC (Ma)
Formación Contaya Pérmico Inferior Cretácico inferior (Aptiano)
Formación Cabanillas Pérmico Inferior Inicia en el Pérmico Superior y
finaliza en el Cretácico inferior
Grupo Pucara Cretácico Superior- Eoceno Eoceno Medio- Mioceno
Formación Chonta Mioceno inferior-Medio Mioceno Superior
34
4.7 Sobrecarga Sedimentaria
La sobrecarga ejercida a las rocas generadoras proviene principalmente de las formaciones del
Terciario. Estas, presentan mayor espesor hacia el centro de la cuenca de aproximadamente 4200 m,
mientras que hacia el norte su espesor disminuye a aproximadamente 2000 m (Minaya, 2008).
5. Softwares
5.1 Reserves Evaluation Programme (REP)
REP es un software que utiliza el método Montecarlo para dar una solución rigurosa a la ecuación
volumétrica (Ecuación 1) diseñado y desarrollado por exploradores e ingenieros. La sección del
software utilizada (Volumetric Calculations) permite realizar el cálculo de las reservas de los
prospectos y campos. En esta sección, cada una de las variables que compone dicha ecuación – gross
rock volume, net-to-gross, porosidad y saturación de agua, factores de volumen de formación y
factores de recobro - son introducidas como distribuciones de probabilidad. El programa posee un
número de distribuciones de forma standard – single, triangular, normal, lognormal, beta, rectangular,
histogram, house - o el usuario puede definir su propia distribución. REP permite estimar el volumen
de roca y subsecuentemente el volumen de HC in-situ y recuperable de varias maneras y una de ellas
es como una tabla que relaciona el área y la profundidad, opción que fue utilizada en el proyecto
(Logicom E&P, 2000).
𝑂𝑂𝐼𝑃 = 𝐾𝐴 ∗ ℎ ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤)
𝐵𝑜𝑖
Ecuación 1.
OOIP = Petróleo original in situ
K = Factor de conversión de acre-pie a barriles (K=7758bbl)
A = Área del reservorio en acres
h = Espesor total del reservorio en pies
Ø = Porosidad
35
𝑆𝑤 = Saturación de agua
𝐵𝑜𝑖 = Factor volumétrico
REP maneja los siguientes tipos de fluidos: aceite, gas, aceite y gas, gas condensado y gas condensado
con aceite. Durante el flujo de trabajo, el programa permite ingresar el tipo de fluido que se va a
estudiar, en este caso el tipo de fluido es aceite.
Adicionalmente al cálculo volumétrico, REP permite determinar el riesgo de los prospectos utilizando
diferentes esquemas. El más usado comúnmente divide la probabilidad general de éxito en tres
categorías para el riesgo del play y en cuatro categorías para el riesgo específico del prospecto.
5.2 Decision Space
Decision Space es un software de la familia de productos de Halliburton (Landmark) que provee
interpretación geológica, cartografía y modelamiento de activos. El software mejora las tradicionales
tareas de realizar correlaciones y secciones transversales con el apalancamiento de la tecnología líder
en topología, conceptos de conformidad geológica, junto con tecnología de proyección de la
geometría de los horizontes y predicción de fallas. Las tradicionales herramientas de interpretación
geológica junto con la tecnología del software “Landmark´s Dynamic Frameworks to Fill” permite
un poderoso flujo de trabajo que ofrece un cambio de paso en la eficiencia para el mapeo de
estructuras y propiedades.
6. Metodología
La elaboración del presente proyecto de carácter investigativo y el cumplimiento de todos los
objetivos planteados contó con una serie de fases de desarrollo, las cuales permitieron la realización
a cabalidad del estudio. A continuación, se expondrá cada fase con sus respectivas actividades.
36
6.1 Información Disponible
Para la elaboración del presente proyecto se contaba con la disponibilidad de información de un cubo
sísmico 3D de 350 km2, algunas líneas sísmicas 2D y 4 pozos (Figura 13).
Sísmica 3D Líneas Sísmicas 2D Pozos
Figura 13: Información disponible para el proyecto: sísmica 3D, 2D y pozos.
37
6.2 Registro de Pozos
Para el proyecto se contó con los datos de 4 pozos que se encontraban dentro del bloque y a su vez
dentro del cubo sísmico. De estos pozos, 3 alcanzaron la formación Cushabatay y mostraron
saturación de hidrocarburos de acuerdo con los reportes internos. Los 4 pozos contaban con los
principales registros eléctricos que permiten la clasificación de las diferentes litologías: Gamma Ray,
Caliper, Resisitividad.
6.3 Proyecto en Decision Space
Posteriormente, se procedió a obtener acceso a la información sísmica 2D, 3D y a los pozos ubicados
en el área del proyecto. Así, se realizó la carga de los datos necesarios en el software Decision Space
y se creó un nuevo proyecto conteniendo toda la información recopilada. Al empezar a observar las
líneas sísmicas 2D presentes en el área se determinó que la calidad no era suficiente para realizar una
interpretación y se decidió concentrar el trabajo en el área que contaba con el cubo sísmico, ya que
los marcadores regionales se pueden observar mas claramente y la interpretación resulta con menos
incertidumbre.
6.4 Marcadores estratigráficos
Una vez el proyecto fue cargado a Decision Space, se comenzó a realizar la interpretación de los
datos. En primer lugar, se realizó una familiarización con los registros de Gamma Ray, Caliper y
Resistividad de los 4 pozos dentro del bloque. Estos registros permiten discriminar las diferentes
litologías de las formaciones, distinguiendo las unidades arcillosas de las arenosas, la presencia y
tipos de fluidos en la roca y la estructura de poro. Con estas características es posible determinar las
unidades con buen potencial de ser reservorios de hidrocarburos y a su vez es posible definir tope y
base de las diferentes formaciones presentes en cada pozo.
Con ayuda de la herramienta “Surface picks” del software Decision se despliegan los registros de los
pozos mencionados anteriormente y se seleccionan marcadores estratigráficos los cuales
corresponden al cambio de formaciones a lo largo del pozo. Apoyándose en la columna estratigráfica
de la cuenca, se determina que formaciones están presentes en cada pozo y los cambios de litología
que ocurren dentro de cada formación.
38
Los marcadores u horizontes estratigráficos definidos e interpretados fueron: Formación Cushabatay,
Vivian, Chonta y Cachiyacu.
6.5 Amarre pozo-sísmica
El amarre pozo-sísmica es la técnica que permite relacionar los registros geofísicos con los datos
sísmicos mediante la extracción de un sismograma sintético; creado a partir de la convolución de la
reflectividad derivada de los registros acústicos y de densidad y una ondícula (Figura 14). El
sismograma sintético se debe empatar y calibrar con los datos sísmicos de reflexión (medidos en
dominio de tiempo), la calidad del ajuste depende de la calidad de los registros de pozos, la calidad
del procesamiento de los datos sísmicos, y la capacidad para extraer una ondícula representativa de
los datos sísmicos, entre otros factores (White & Simm, 2003).
Figura 14: Generación del sismograma sintético. (Tomado de (White & Simm, 2003))
39
De este modo, se pueden conectar los datos sísmicos; en dominio de tiempo, con los registros
geofísicos; medidos en profundidad y usar los marcadores estratigráficos mencionados anteriormente
para realizar la interpretación de horizontes en las líneas sísmicas (Figura 15).
Figura 15: Ejemplo amarre sísmica-pozo. (Tomado de (S&D Oilfield Services, 2017))
6.6 Mapa Estructural
A partir de los horizontes interpretados anteriormente, se prosiguió a construir el mapa estructural en
TWT (Two Way Time) al tope de la formación Cushabatay. Para ello, se comenzó interpolando el
horizonte interpretado por medio de la herramienta Calculator de Decision Space, lo cual permite
40
tener una mejor continuidad del trazo. La operación permite ingresar el horizonte en la casilla Input
y como Output resulta el horizonte interpolado, se debe tener en cuenta que en la pestaña Survey debe
estar seleccionado el proyecto donde está la información (Figura 16).
Figura 16: Interpolación de horizonte mediante la herramienta Calculator
Seguidamente, por medio de la misma herramienta del software se suavizó el horizonte utilizando la
opción “smooth”. Al igual que en el paso anterior, se ingresa como Input el horizonte ya interpolado
y se obtiene como Output el horizonte suavizado. Al suavizar el horizonte se busca obtener mejores
resultados al observar estructuras en el mapa, ya que la superficie resultante se suaviza (Figura 17).
41
Figura 17: Suavización del horizonte interpolado por medio de la herramienta Calculator.
Finalmente, para generar el mapa de la formación se crea una grilla del último horizonte construido
(Cushabatay smooth) con su respectivo horizonte por medio de la herramienta Grid and Contour del
software. Para realizar la grilla, se selecciona el horizonte, se escribe el nombre que va a tener en
Output Grid y se elige como atributo TWT (Figura 18).
De igual forma, para realizar el contorno de la grilla se utiliza la misma herramienta Grid and Contour
y posteriormente se le hacen los ajustes permitentes por medio de las opciones desplegables en la
pestaña Contour Interpretation (Figura 19). En este caso, se escogió un intervalo de contorno de 5 ms
y se etiquetaron todos los contornos con el nombre.
42
Figura 18: Creación grilla y contorno del horizonte Cushabatay por medio de la herramienta Grid and
Cotour.
Figura 19: Ajustes disponibles del contorno en la herramienta Contour Interpretation.
43
6.7 Cálculo de Volumetrías
Para obtener una visión de la rentabilidad de la estructura prospecto definida, se procedió a realizar
el cálculo de la estimación volumétrica por medio del software REP 5. Cómo se explicó
anteriormente, se busca estimar los hidrocarburos in situ y la porción recuperable de este. Este
software realiza el cálculo por medio de parámetros petrofísicos (Grosor, Spill point, área de
incertidumbre, grado de llenado, net-to gross, porosidad, saturación de agua (Sw), factor de volumen
de formación del crudo (Bo) y factor de recobro) conseguidos por medio de los registros de pozo y
por medio de la profundidad y área de la estructura.
Este tipo de cálculo se realiza en fases tempranas de un proyecto de exploración y explotación, por
esto siempre se deben tener en cuenta las incertidumbres en los datos y estudios que se tenga del
prospecto interés. Por ende, los resultados obtenidos por el software tendrán distribución Log Normal,
donde se tendrán estimaciones bajas, medias y altas. Esta distribución fue elegida porque se cree que
concuerda con la cantidad y calidad de información que se tiene disponible, además que permite
realizar el cálculo con un intervalo amplio de probabilidad.
De esta manera, en esta distribución dos parámetros por cada factor petrofísico son ingresados por el
usuario (P90 y P10) y el resto son calculados por el software (P50). El parámetro P90 va a
corresponder a la probabilidad más alta de tener el valor más bajo, es decir corresponde al peor
escenario. P10 será la probabilidad más baja de tener la mejor estimación (valor más alto, mejor
escenario) y P50 corresponderá a la probabilidad del 50% de tener la mejor estimación.
Debido a que el mapa se obtuvo en dominio de tiempo, en primer lugar, se realizó la conversión de
unidades de tiempo a profundidad para lograr ingresar en el software las profundidades y las áreas de
los contornos de la estructura. Para esto, se inició calculando la velocidad aproximada del reflector
de la formación por medio de la profundidad medida del “Surface pick” en el pozo y el tiempo de
viaje de la línea sísmica. Teniendo en cuenta que el tiempo se tiene en TWT, se dividió entre dos para
obtener el tiempo de un solo viaje y la velocidad obtenida fue de 9688,6 ft/s.
𝑉 =𝑥
𝑡
𝑉 =14000𝑓𝑡
2890𝑚𝑠 2000⁄= 9688,6𝑓𝑡 𝑠𝑒𝑔⁄
44
Una vez obtenida la velocidad, fue posible definir las profundidades de cada contorno (Tabla 7).
TWT (ms) Velocidad (Ft/seg) Profundidad (Ft)
2870 9689 13904
2872 9689 13913
2874 9689 13923
2876 9689 13933
2878 9689 13942
Tabla 7: Conversión de contornos en dominio de tiempo (TWT) a profunidad (Ft) a través de la velocidad
aproximada.
Seguidamente, por medio de la herramienta polígono de Decision Space se realizó el cálculo del área
de la estructura a cada una de las profundidades (Tabla 8). Esta herramienta permite delinear cada
contorno y calcula el área de cada uno (Figura 20).
Tabla 8: Área en acres de cada contorno.
Profundidad
(TVDSS) Área (acres)
-13,942 8984
-13,933 5710
-13,923 4529
-13,913 3426
-13,904 1263
Cresta: -13,895
45
Figura 20: Prospecto con los diferentes contornos definidos.
Una vez obtenida la tabla anterior de profundidades y áreas, se comenzaron a ingresar los
parámetros requeridos por el software REP5.
6.8 Riesgo Geológico
Siguiendo con la evaluación de la oportunidad, se realizó el análisis del riesgo geológico que
implica el prospecto definido por el mapa estructural para determinar su probabilidad de éxito. Para
esto, también se utilizó el software REP siguiendo el “Risking Test”, donde la probabilidad de éxito
es dividida en dos categorías: riesgo del play y riesgo del prospecto específico.
El riesgo del play es evaluado en tres aspectos: reservorio, sello y fuente. En el caso del reservorio
(Figura 21) y sello (Figura 22) se asigna un porcentaje de probabilidad de presencia y efectividad. En
la fuente se asigna un porcentaje de probabilidad de presencia, madurez y migración (Figura 23).
46
Figura 21: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito del reservorio del Play.
Figura 22: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito del sello del Play.
Figura 23: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito de la fuente del Play.
47
Se determinó que cada aspecto del play tiene una probabilidad de 100% y así el play en general tiene
una probabilidad de 100%. Esto se determinó debido a que en la cuenca Marañón se tiene evidencia
de un sistema petrolífero efectivo y actualmente hay campos productores con características similares
al área del proyecto. Además, se debe resaltar que las preguntas relacionadas con el play se hacen en
un contexto regional y son muy generales.
En el caso del riesgo del prospecto en específico se evalúan cuatro aspectos: trampa (Figura 24), sello
(Figura 25), reservorio (Figura 26) y carga (Figura 27). En los primeros tres, se evalúa su presencia y
efectividad con porcentajes y en la carga se califica su presencia, madurez y migración igualmente
en porcentajes.
Figura 24: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito de la trampa del prospecto.
48
Figura 25: Preguntas para evaluar la probabilidad del sello del prospecto.
Figura 26: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito del reservorio del prospecto
49
Figura 27: Preguntas para evaluar la probabilidad de éxito de la carga del prospecto
En el caso del prospecto, se determinó que el reservorio es el aspecto con menos probabilidad de ser
efectivo (68%) debido a que no se puede tener absoluta certeza que las propiedades petrofísicas que
califican a la roca como buen reservorio tengan los valores requeridos en todo el prospecto. Se debe
tener en cuenta que Cushabatay es el tercer intervalo productivo y además su litología puede presentar
intercalaciones arcillosas lo cual disminuye los intervalos productores.
La trampa y el sello fueron calificados con probabilidades más altas de éxito (86% y 81%
respectivamente) debido a que presentan una menor incertidumbre. En el caso de la trampa esta fue
definida por medio de información de buena calidad: sísmica 3D y se cree que es muy probable que
la configuración corresponda a la definida. Además, es una estructura “4 way closure” que ya ha sido
identificada como efectiva en campos productores.
En el parámetro carga se estableció un porcentaje de 77% de éxito porque se cree en la madurez
suficiente de la roca fuente para producir hidrocarburo, pero se tiene incertidumbre en lo que pudo
ocurrir en el camino entre la cocina y la trampa debido a la distancia existente entre estas. Cuando la
trampa se encuentra más cercana a la cocina es más probable que la migración a la trampa sea exitosa
en el debido tiempo.
50
6.9 Evaluación Económica
Una vez realizado todo el procedimiento anterior donde se definió el prospecto con unas reservas de
30 MMBls, se procedió a realizar su evaluación económica con el fin de definir si es viable. Para esto,
se utilizó un modelo de evaluación definido por la compañía donde a partir de las reservas definidas
y un perfil de producción establecido según las características del yacimiento, se llega al cálculo del
valor presente neto (VPN) el cual permite determinar decisiones sobre la rentabilidad de un proyecto
de inversión.
El procedimiento que sigue el modelo se basa en comenzar con un valor inicial “gross”, que
corresponde al ingreso inicial que se tiene por la venta del crudo. Luego a este valor se le restan todos
los valores asociado a su producción: regalías para el estado, costos de CAPEX y OPEX e impuestos
y se obtiene el flujo de caja que se va a tener con el perfil de producción establecido (Figura 28).
Seguidamente, a partir de la caja de flujo acumulada y la tasa de descuento aplicada; correspondiente
al 10% establecida por la compañía, se realiza el cálculo del VPN. El valor obtenido va a indicar si
el proyecto es económicamente viable y en dado caso en cuantos años se realiza la recuperación de
la inversión y el costo total del proyecto.
Figura 28: Modelo de evaluación económica.
51
7. Resultados
7.1 Interpretación Sísmica
En la interpretación sísmica, se comenzó por entender los surface picks de las diferentes formaciones
colocados en los sismogramas sintéticos para comenzar con el trazo de los 4 horizontes (Cachiyacu,
Vivian, Chonta y Cushabatay) con ayuda de los mismos. El procedimiento se realizó a lo largo del
cubo sísmico de 350 km2 dentro del bloque cada 10 inlines y xlines.
Los horizontes se crearon con ayuda de los Surface picks del pozo sintético, siguiendo la marca en el
registro del pozo se realizó la interpretación de cada uno de los horizontes, intentando seguir el
reflector utilizando los criterios de la geología local. En todos los horizontes, se decidió realizar la
interpretación por el máximo o por el mínimo de los reflectores.
Primero, se realizó el ejercicio a lo largo de las inline (Figura 29). El primer horizonte en color
amarillo corresponde a la formación Cachiyacu, uno de los sellos del campo con litología
principalmente lutita. Debido a esto, el reflector de la formación es fácil de identificar y tiene una
buena continuidad lateral, en casi todas las inline el reflector mantuvo sus características y era el
primero en ser resaltado.
Posteriormente, se encuentra el horizonte color verde el cual corresponde a la formación Vivian, el
principal reservorio productivo del campo. Debido a su litología entre arenas y lutitas es un reflector
con poca continuidad lateral y difícil de seguir. Para realizar su interpretación se utilizó la herramienta
Auto Dip, la cual automáticamente va trazando el horizonte, y cuando era necesario la herramienta
Point, por medio de la cual se puede realizar la interpretación punto a punto. Luego, el horizonte de
color rosado corresponde a la formación Chonta, el secundario reservorio productivo. Debido a que
en la parte superior de este reservorio la litología contiene lutitas el reflector tenía una mejor
continuidad lateral que la formación Vivian.
Finalmente, en color rojo se interpretó la formación Cushabatay, el tercer potencial objetivo. Esta
formación ha sido la menos estudiada del reservorio y no todos los pozos fueron perforados hasta su
profundidad. Debido a su litología arenosa es un reflector con poca continuidad lateral y al igual que
en la formación Vivian, se utilizó la herramienta point para lograr una superficie más suave y acorde
con la interpretación.
52
Figura 29: Interpretación sísmica de los horizontes Cushabatay, Chonta, Vivian y Cachiyacu en una inline y
localización de la inline en el cubo sísmico.
El mismo ejercicio se realizó a lo largo de las crossline, realizando la interpretación de 10 en 10. Los
mismos 4 horizontes fueron resaltados (Figura 30).
53
Figura 30: Interpretación sísmica de los horizontes Cushabatay, Chonta, Vivian y Cachiyacu en una
crossline con su respectiva localización en el cubo sísmico.
54
7.2 Mapa Estructural
Después de seguir el procedimiento descrito en la metodología, se obtuvo el mapa estructural al tope
de la formación Cushabatay en dominio de tiempo (TWT) (Figura 31).
Figura 31: Mapa estructural al tope de la formación Cushabatay en TWT.
55
Al realizar el análisis del mapa obtenido, fue posible tener idea de la geomorfología de la formación.
De esta forma, se hicieron evidentes las estructuras anticlinales a lo largo del campo y debido a que
este cuenta con un sistema petrolífero efectivo, se pudo definir al anticlinal ubicado en el centro del
mapa como la estructura prospecto, teniendo las características para ser una buena trampa y cierre
estructural (Figura 32).
Figura 32: Prospecto anticlinal definido por medio del mapa estructural.
56
7.3 Cálculo de Volumetrías
Los parámetros ingresados al REP fueron: Grosor, Spill point, área de incertidumbre, grado de
llenado, net-to.gross, porosidad, saturación de agua (Sw), factor de volumen de formación del crudo
(Bo) y factor de recobro (Figura 33).
Figura 33: Parámetros ingresados en el software REP.
A partir de los datos anteriores, el software realizó el cálculo del OIP (Oil in Place) de la estructura
interés, al mismo tiempo que calculó el porcentaje recuperable de este. Como resultado, se obtuvo
que la estructura tiene cerca de 79.5 mmstb de OIP y aproximadamente el 37% de este es recuperable
(29.6 mmstb) (Figura 34).
57
Figura 34: Resultados del OIP (79,5 mmstb) y recuperable (29,6 mmstb) del software REP.
7.4 Probabilidad de Éxito
Con los resultados obtenidos de probabilidad de éxito en el play (100%) y el prospecto (36%) el
software REP calcula la probabilidad de éxito geológico GPOS la cual dió como resultado 36%
(Figura 35).
Figura 35: Resultados probabilidades de éxito del Play (100%), Prospecto (36%) y general (36%).
58
7.5 Carga y Transporte
La necesidad de la construcción de un Oleoducto desde la Selva hasta la Costa peruana surgió después
del descubrimiento de grandes reservas de petróleo en la región Nor-Este de la selva de Perú. Así, en
1974 comenzó la construcción del oleoducto Norperuano con una longitud de 854 kilómetros.
Su recorrido inicia en el caserío San José de Samuro, departamento de Loreto en la Selva Norte y
termina en el puerto de Bayóvar en la Costa Norte, diviéndose en dos tramos. El inicial une la estación
1 y 5 y mide 306 kilómetros con un diámetro de 24 pulgadas, su capacidad es de hasta 70 mil barriles
diarios. El segundo une la estación 5 y el terminal de Bayóvar, con una longitud de 548 kilómetros,
un diámetro de 36 pulgadas y una capacidad de 200 mil barriles diarios.
Posteriormente, el sistema fue ampliado con el Ramal Norte con 252 kilómetros de largo y 16
pulgadas de diámetro, el cual transporta la producción del Lote 1-AB iniciando en la margen izquierda
del río Pastaza cerca de la localidad de Andoas y sigue la dirección Sur-Oeste hasta la estación 5 en
donde se une con el tramo principal (Figura 36).
Figura 36: Tramo I, II y Ramal norte del oleoducto Norperuano con sus estaciones de bombeo y respectiva
localización. (Tomado de Oleoducto Norperuano. (Gutiérrez, 2016))
59
En el caso de la ubicación del bloque del proyecto, este no se encuentra directamente en la ruta del
oleoducto. Por lo tanto, es necesario realizar su transporte en primera instancia por vía fluvial primero
por el afluente sur-norte del Marañón más cercano al área y posteriormente por el río Marañón aguas
arriba hacia el occidente, hasta llegar a la estación 1 y de ahí el crudo seguiría su transporte por medio
del oleoducto hasta llegar al puerto Bayóvar (Figura 37).
Figura 37: Ríos de Perú. (Tomado de (Mapas del mundo, 2017))
En Bayóvar es donde se realiza la venta final del crudo, el cuál debe tener los siguientes parámetros:
• Gravedad API: 18
• %BSW: > 0.6
• PTB (pounds of salt per Thousand Barrels of crude oil): > 10 PPM
60
7.6 Evaluación económica
Según las características del yacimiento y la cantidad de reservas que se quieren extraer del prospecto
se definió un plan de actividades para realizar la explotación de los 30 millones de reservas durante
12 años. Se estableció que las actividades comenzarían en el año 2018 con estudios de exploración
para posteriormente realizar la perforación del pozo exploratorio el cual confirmaría la presencia de
hidrocarburos. En el caso de éxito del pozo, se seguiría con la perforación de pozos delimitadores del
yacimiento durante el mismo año para definir el tamaño real del yacimiento ya descubierto y de la
mano se encuentran los costos de facilidades colocados en el mismo año, asociados al transporte de
fluidos, recibo en la facilidad, separación, tratamiento y fiscalización del crudo que será producido.
Posteriormente, comenzarían las labores de ingeniería y fabricación de la plataforma de perforación
con su posterior instalación en el año 2020 para comenzar con el inicio de operaciones. Para la
extracción de todo el crudo se planteó la perforación de 8 pozos durante los primeros cuatro años. De
este modo, la producción estimada comenzaría con un aumento durante los primeros cuatro años hasta
alcanzar un máximo de 13000 barriles por día estabilizándose durante otros cuatro años para luego
comenzar a decaer y finalizar en el año 2031 (Figura 38). Para realizar la evaluación, se estimaron
los costos de las actividades planteadas a partir de campos con características similares también
localizados en Perú y así se definió un costo total para el CAPEX de USD 392.692.085 (Tabla 9).
Actividades Año CAPEX (USD)
Estudios Exploratorios 2017 24.000.000 Perforación Pozo Exploratorio 2018 10.600.000
Perforación Pozos Delimitadores 2018 21.000.000 Facilidades 2018 100.000.000
Ingeniería y fabricacion Plataforma 2019 125.000.000 Instalacion de la plataforma 2020 6.000.000
Perforación Pozo 1 2020 18.163.337 Perforación Pozo 2 2020 18.163.337 Perforación Pozo 3 2021 17.877.568 Perforación Pozo 4 2021 17.877.568 Perforación Pozo 5 2022 17.877.568 Perforación Pozo 6 2022 17.877.568 Perforación Pozo 7 2023 17.877.568 Perforación Pozo 8 2023 17.877.568
Inicio de operaciones 2020 2.500.000
TOTAL CAPEX USD 392.692.085
Tabla 9: Plan de actividades para realizar la explotación de los 30 millones de reservas durante 12 años
61
Figura 38: Perfil de producción.
Para proseguir con la evaluación, se definieron los valores a ingresar en el modelo relacionados al
precio del crudo del barril, OPEX, transporte, tasa de descuento, regalía e impuesto:
Premisas Financieras
Precio del Crudo (USD/Bl) 60
Costo Transporte por Barril (USD/Bl) 10,0
Costo Operación por Barril (USD/Bl) 15,0
Tasa de Descuento 10%
Regalia 5%
% Impuesto 30%
Tabla 10: Premisas financieras definidas para la evaluación económica.
En el caso del precio del crudo se decidió utilizar un valor estable de 60 USD por barril. Como se
observa, el precio del transporte del crudo representa un alto valor dentro de los costos asociados a la
producción del barril. Como se indicó anteriormente, debe hacerse primero por vía fluvial (3USD) y
luego si mediante el oleoducto (7USD) teniendo un costo total de 10 USD/Bl. Además, los costos de
operación (OPEX) son de 15 UDS/Bl y están asociados a gastos en electricidad, personal, facilidades
-
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
0,00E+00
2,00E+03
4,00E+03
6,00E+03
8,00E+03
1,00E+04
1,20E+04
1,40E+04
0 5 10 15 20
Producción Acumulada (MMBls) Producción Promedio (BPD) Reservas (MMBls)
62
y todas las operaciones asociadas a la producción del barril. Por último, el porcentaje de regalías e
impuestos se determinó con campos ya productores localizados en Perú (Tabla 10).
Todos los datos anteriormente mencionados fueron ingresados al modelo realizado en Excel (Tabla
11). De este modo, se obtuvo un VPN negativo durante los primeros 9 años a partir del inicio de
actividades. Luego, a partir del noveno año (7 año de producción) el VPN comienza a tener un valor
positivo. En otras palabras, a partir del séptimo año productor se consigue recuperar la inversión
estimada del CAPEX de USD 392.692.085 (Figura 35).
Ano Año de
Prod
Producción Disponible
Anual (MBPD)
Producción Acumulada
(MMBls)
Ingresos (MMUSD)
Transporte (MMUSD)
Regalia (MMUSD)
OPEX (MMUSD)
CAPEX (MMUSD)
Impuestos (MMUSD)
Flujo de Caja Acumulado
VPN (MMUSD)
2017 0 - - - - - - 24,0 - - 24,0 -21,8
2018 0 - - - - - - 131,6 - - 155,6 -130,6
2019 1 571,0 0,6 34,3 5,7 1,4 8,6 125,0 10,3 - 272,3 -218,3
2020 2 1.314,0 1,9 78,8 13,1 3,3 19,7 34,8 8,3 - 272,7 -218,5
2021 3 2.299,5 4,2 138,0 23,0 5,7 34,5 25,8 15,1 - 238,8 -197,5
2022 4 2.628,0 6,8 157,7 26,3 6,6 39,4 25,8 17,2 - 196,3 -173,5
2023 5 4.270,5 11,1 256,2 42,7 10,7 64,1 25,8 28,0 - 111,3 -129,9
2024 6 4.270,5 15,4 256,2 42,7 10,7 64,1 - 28,0 - 0,5 -78,2
2025 7 4.270,5 19,6 256,2 42,7 10,7 64,1 - 28,0 110,4 -31,2
2026 8 4.270,5 23,9 256,2 42,7 10,7 64,1 - 28,0 221,2 11,6
2027 9 3.285,0 27,2 197,1 32,9 8,2 49,3 - 21,5 306,4 41,4
2028 10 1.971,0 29,2 118,3 19,7 4,9 29,6 - 12,9 357,6 57,7
2029 11 657,0 29,8 39,4 6,6 1,6 9,9 - 4,3 374,6 62,7
2030 12 328,5 30,1 19,7 3,3 0,8 4,9 - 2,2 383,2 64,9
Tabla 11: Principales valores ingresados al modelo de evaluación económica en Excel.
Figura 39: Comportamiento VPN
-350,0
-250,0
-150,0
-50,0
50,0
150,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
VP
N (
MM
US
D)
63
8. Discusión y Conclusiones
La evaluación técnica de una oportunidad de exploración depende directamente de la cantidad y
calidad de la información existente. La adquisición de información indirecta; cómo métodos
potenciales y geofísicos (magnetometría, gravimetría y sísmica 2D y 3D), así como de información
directa (perforación de pozos, ripios, corazones, fluidos, registros eléctricos) permiten completar una
buena evaluación para prospección de hidrocarburos en un área específica. De esta manera, contar
con sísmica 3D y pozos perforados en la zona estudiada disminuye notablemente la incertidumbre y
riesgo, aumentando la probabilidad de éxito.
En este proyecto, se definió un prospecto relacionado a una estructura anticlinal en el bloque
“Marañón” ubicado en la cuenca sedimentaria Marañón del norte de Perú gracias a la interpretación
de un volumen sísmico 3D de 350 km2. La interpretación sísmica inicia con la calibración o amarre
de la información sísmica con la de pozo, el carácter sísmico asociado al tipo de litología y los
principales reflectores permiten identificar las unidades y formaciones principales, así como sus
respectivos topes, los cuales se continúan a lo largo y ancho del volumen para completar la
interpretación sísmica.
Cuando se tiene certeza de la interpretación sísmica, crear un mapa estructural debería ser el siguiente
paso para entender y visualizar mejor la geometría del yacimiento en el subsuelo. Así, como se realizó
en este proyecto, se pueden identificar estructuras de interés favorables para la acumulación de
hidrocarburos. Gracias a que la cuenca Marañón mostró tener un sistema petrolífero probado y
efectivo y a que las trampas con estructura anticlinal ya han sido perforadas con éxito en la cuenca,
se definió como oportunidad exploratoria para evaluación el anticlinal con mayor cierre dentro del
área interpretada.
Después de identificar una trampa, establecer la cantidad de petróleo in situ es importante si se quiere
determinar si puede llegar ser comercial o no. Sin embargo, se sabe que no toda esta cantidad de
hidrocarburo acumulado en subsuelo puede ser extraído así que la valoración de una oportunidad
realmente va relacionada con la cantidad de hidrocarburo recuperable, es decir a las reservas
extraíbles.
El cálculo de volumetrías para determinar las reservas de un prospecto se puede obtener básicamente
de dos formas, método determinístico y probabilístico, el primero utiliza la ecuación 1 que permite
tener un valor estimado a partir de valores único para cada variable y el segundo permite introducir
64
rangos de valores para cada una de las variables involucradas, lo cual permite tener varios escenarios
probabilísticos para una evaluación. En este proyecto se utilizó el software probabilístico REP y se
realizó el ejercicio de observar como cambiaban las reservas con variar un poco los parámetros y así
se puede decir que este cálculo también va a depender bastante del criterio del intérprete y evaluador.
Posterior a determinar las reservas, que, para el caso en estudio, el mean es de 30 mmstb de reservas
recuperables, se debe determinar la probabilidad de éxito de la oportunidad. Es decir, la probabilidad
de perforar un pozo y que este encuentre la presencia de hidrocarburos. La probabilidad de éxito
exploratorio está asociada directamente con la eficiencia y certidumbre de los 4 factores de un sistema
petrolífero (trampa, sello, roca fuente y migración). La GPOS obtenida fue de 36%, lo cual se puede
considerar una buena probabilidad de éxito comparada con el promedio de la cuenca (20%).
Una vez definido el volumen de reservas, para decidir si seguir adelante con el proyecto y perforar la
estructura se debe hacer una evaluación económica para estudiar su viabilidad financiera. Esta
evaluación es definida por cada compañía dependiendo de sus objetivos, parámetros de evaluación y
estrategia corporativa. No obstante, a grandes rasgos, se estima una inversión para llevar a cabo el
proyecto y se determina cuanto y en tiempo se va a recuperar la inversión y además cuantificar la
ganancia una vez finalizado y la rentabilidad asociada.
En la industria Oil & Gas, el precio del petróleo es el factor más importante en la evaluación
económica. Sin embargo, como se ha observado en los últimos años, su comportamiento ha sido muy
fluctuante y depende de un gran número de variables. Por ejemplo, en el segundo semestre del 2014
el precio del petróleo tuvo una abrupta caída y pasó de 100 USD a 28 USD el barril en enero del
2016. Estos altibajos pueden cambiar completamente el panorama de las economías, y por tanto el
portafolio de proyectos de una compañía, mientras un proyecto era viable en el 2014 en el 2016 es
probable que ya no.
Igualmente, desarrollar un plan de explotación con altos precios tendrá diferentes objetivos que con
bajos precios. Por ejemplo, en un escenario de altos precios se puede buscar extraer todo el crudo en
el menor tiempo posible, planteando así campañas agresivas de perforación. En este proyecto,
consideramos un escenario de precio “flat” de 60 UDS por barril, estable en el tiempo, el plan
propuesto busca maximizar la productividad al cabo de cuatro años y mantenerla estable por otros
cuatro, antes del inicio de la etapa natural de declinación del yacimiento.
Finalmente, se presentan los resultados de la evaluación económica con los cuales se debe determinar
si es una oportunidad viable en la cual la compañía debería invertir, o no. Como se observó en la tabla
65
11, el VPN comienza a tener un valor positivo después del séptimo año, una vez iniciada la
producción que corresponde al momento donde se completaría la recuperación de la inversión.
Para concluir, se considera que geológicamente la oportunidad es un prospecto atractivo con una
probabilidad de éxito media a alta. Sin embargo, no está alineada con la actual estrategia corporativa
y no se considera que sea atractiva económicamente, por esto se recomienda a la compañía no invertir
en ella. También, se debe tener en cuenta la ubicación del bloque en un área inhóspita, selvática de
difícil acceso y por ende los costos asociados de operación, transporte y logística, entre otros, requiere
de inversiones bastante elevadas. Adicionalmente, el tema socioambiental es altamente sensible y con
alto riesgo operacional. Por todo lo anterior, se recomienda evaluar la posibilidad de invertir en otra
oportunidad del portafolio corporativo.
66
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