CAMPO BERMEJO El Contrato de Operación Bermejo, Toro y Barredero, Tigre y San Telmo fue firmado entre YPFB y Pluspetrol Bolivia Corporation S.A. en fecha 28 de octubre de 2006, aprobado mediante Ley Nº 3648 del 23 de abril de 2007 y protocolizado ante Notaría de Gobierno en fecha 2 de mayo de 2007, que constituye fecha efectiva del Contrato.
El Área de Contrato “Bermejo y Otros” incluye los Campos Bermejo, Toro, T oro, Barredero, Tigre y San Telmo, con una superficie de 4.04 parcelas y se encuentran ubicados en el Departamento de Tarija.
CONSIDERACIONES GEOLOGICAS El campo Bermejo es una estructura anticlinal que se encuentra ubicada en el triángulo Sur del país en el límite Meridional con la Republica Argentina. Su producción inicial fue del Sistema Carbónico de la formación Tarija y algunos pozos de la parte superior de la Formación Tupambi. En décadas pasadas en esta estructura se descubrió gas-condensado en reservorios profundos de la formación Huamampampa.
CONSIDERACIONES ESTRATIGRAFICAS En esta región el desarrollo de la secuencia estratigráfica está dentro las características litológicas conocidas en la faja del Subandino Sur. A través de las pe rforaciones se ha llegado a investigar estratos de los sistemas Carbonífero que la conforman las formaciones: Escarpment, Tarija y Tupambi y rocas del Sistema Devónico integrado por las formaciones Los Monos y reservorios de la formación Huamampampa. Los yacimientos de la formación Tarija son de tipo lenticular, es decir dec ir son cuerpos arenosos entrampados dentro de las pelitas de dicha formación. Mediante el pozo el BJO-X44 se investigó el subsuelo profundo llegando a la parte superior de los reservorios de la formación Huamampampa del Sistema Devónico.
CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES El pliegue anticlinal de Bermejo en superficie se halla afectado por varias fallas inversas, las que no tienen mayor influencia sobre los reservorios someros. La estructura está fracturada en sedimentitas del Terciario Bajo a Cretácico. La trampa es de tipo combinado y el factor estructural tiene influencia en la distribución de los fluidos (ver Figura II.11). La empresa Pluspetrol que actualmente opera el campo realizó la reinterpretación del campo y elaboró modelos estructurales, los cuales se observan en la Figura II.12.
En el subsuelo profundo luego de atravesar la formación Los Monos, la que presenta presiones anormales, se encuentran importantes reservorios del Huamampampa productores de gas-condensado y descubiertos con la perforación del pozo profundo BJO-X44.
EMPRESAS QUE ADMINISTRARON EL CAMPO BERMEJO (Tabla II.10) El campo Bermejo desde el inicio de su producción estuvo a cargo de las siguientes empresas:
Los primeros trabajos exploratorios en el área los realizo la Cia. Standard Oil Company entre los años 1921 a 1929. En agosto de 1922 perforó el pozo BJO-X1, concluyendo la misma en el año 1924 con un resultado negativo. En septiembre de 1924 esta compañía perforó el pozo BJO-X2 alcanzando una profundidad final de 602.59 metros con resultados altamente positivos, por lo que se constituyó en el p ozo descubridor del campo con una producción inic ial de 1500 BPD de petróleo de la Formación Tarija que pertenece al Sistema Carbónico. La empresa Standard Oil Company hasta el año 1927 p erforó 8 pozos en el área de Bermejo; en marzo de 1937 se rescindió el contrato con esta empresa, pasando todos los bienes al estado para ser administrados por YPFB. Bajo la administración de YPFB a partir de 1942 se reinicia la producción de petróleo del Campo Bermejo con una producción inicial 130 BPD, con tres pozos productores. En el año 1943 se inicia en forma intensiva el desarrollo del campo, perforando 39 pozos hasta el año 1963. La historia de producción para los inicios de explotación del campo Bermejo muestra una creciente producción que llega a ser máxima en diciembre de 1962 con 602 BPD.
POZOS PROFUNDOS PERFORADOS POR YPFB YPFB en el año 1968 inicia la perforación del pozo BJO-X42 para investigar los reservorios profundos de la estructura de Bermejo, sin llegar a concluirlo por diferentes causas, de manera similar se perfora el BJO-X43 en el año de 1981. Posteriormente en 1987, con la perforación del BJO-X44 descubre petróleo liviano en la formación
Huamampampa, en los reservorios de Huamampampa I y II que se encuentran separados tanto en sus techos y bases por potentes paquetes peliticos, cada uno con presiones de reservorio diferentes, lo que sugiere que son reservorios independientes y con su propio sistema de contacto agua - hidrocarburos. Figura II.A. La empresa Pluspetrol actualmente administra el campo; la producción acumulada de petróleo, gas y agua del pozo Bermejo- X44, en la Formación Huamampampa I a abril de 2006 es de 302.448 Bbls de condensado, 15.720 MMPC de gas y 655.192 Bbls de agua. Para los reservorios de Huamampampa II, hasta mayo de 2006 es de 649 MBbls de condensado, 35.8 BPC de Gas y 3.411 MBbls de Agua.
FIGURA II.A: POZO SAL – X9 REGISTRO ELECTRICO DE LOS RESERVORIOS HUAMAMAMPA I y II
RESERVORIOS SOMEROS Con respecto a los reservorios de la formación Tarija, su producción es bastante baja pero permanece constante especialmente en el pozo BJO-X2, que viene a resultar un hecho histórico. La Figura II.11 muestra el mapa estructural al tope de la formación Tarija del campo Bermejo. En la Tabla II.11, se observa el estado actual de los pozos productores del campo.
TABLA II. 11: ESTADO DE LOS POZOS PRODUCTORES DEL CAMPO BERMEJO
La empresa Pluspetrol revisó y actualizó la geología del área y como resultado elaboró secciones estructurales balanceadas como se puede observar en la Figura II.12 y mediante las imágenes satelitales obtuvo un detalle moderno de la topografía. Figura II.13.
CAMPO BERMEJO En el campo Bermejo hay un total de 41 pozos perforados, 5 de los cuales son productores. El campo produce de las Fms. Huamampampa I, Huamampampa II (gas condensado) y Tarija (petróleo).
FORMACIÓN TARIJA Esta formación a julio de 2006, tenía cuatro pozos activos con una producción acumulada reportada de 4476168 Bbls de petróleo y 2.28 MMbbls de agua.
MÉTODO DETERMINÍSTICO En la Tabla III.90 se presentan parámetros obtenidos para la Fm. Tarija del Campo Bermejo por curvas de declinación. Se estimaron de manera determinística, las reservas para los próximos 20 años (sin tener en cuenta un límite económico) en 213 Mbbls de gas.
RESERVORIO HUMAMPAMPA I Este nivel, tenía a abril de 2006 una producción acumulada reportada de 302448 bbls de petróleo, 15.720 MMpcs y 655.192 bbls de agua.
MÉTODO DETERMINÍSTICO En la Tabla III.92 se presentan parámetros obtenidos para la Fm. Huamamampa I del Campo Bermejo por curvas de declinación. Se estimaron de manera determinística, las reservas para los próximos 10 años (sin tener en cuenta un límite económico) en 1.061 MMpc de gas.
A continuación, se presenta el resumen de los datos estimados de reservas y las variables utilizadas por el método determinístico.
La siguiente tabla resume los valores para los casos máximo, mínimo y más probable de reservas de condensado.
RESERVORIO HUMAMPAMPA II Este nivel, cuando fue cerrado en octubre de 2002, alcanzó una producción acumulada reportada de 597108 Bbls de petróleo, 35.88 MMpcs y 3371 bbls de agua.
