Campos Grandes

CAMPOS GASIFEROS Y PETROLIFEROS DE BOLIVIA


CAMPOS GRANDES (MEGACAMPOS) EXPLORACIÓN EXPLOTACION Y RESERVAS BLOQUE SAN ALBERTO CAMPO SAN ALBERTO INTRODUCCION Las operaciones en el Bloque San Alberto se iniciaron a partir del 22 de abril de 1996, mediante un Contrato de Asociación Petrolífera para ejecutar actividades de exploración y explotación petrolera firmado por Y.P.F.B. y Petrobras Bolivia S.A. bajo una tipología contractual prevista en la Ley 1194 de 1990, compartiendo el negocio en partes iguales, correspondiendo a 50% para cada una. En fecha 30 de abril de 1997 Petrobras cede el 30% de su participación a la empresa Total E&P Bolivie Sucural, quedando la sociedad con la siguiente composición accionaria: YPFB 50%, Petrobras 35% y Total 15%. El D.S. N° 24806 de 4 de agosto de 1997, aprobó el Modelo de Contrato de Riesgo Compartido (Joint Venture), suscribiéndose el mismo entre YPFB y Petrobras Bolivia S.A. el 31 de diciembre de 1997. Por efecto de la capitalización interviene Andina S.A. participando con el 50% de YPFB, quedando la composición accionaría de la siguiente manera: Petrobras 35%, Total 15%, Andina 25%, YPFB (AFPs) 24.46% y Exempleados de YPFB 0.54%. En el año 2010 la Empresa Total sesiona 4% de sus acciones a favor de la empresa YPFB Chaco S.A. UBICACIÓN El Bloque San Alberto se encuentra ubicado en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, al Sureste del territorio Boliviano y muy cerca de la frontera con la República Argentina. Figura I.1. En términos petroleros el Bloque se encuentra en la Zona Tradicionalmente Petrolera de Bolivia y es considerada como una zona madura en cuanto al conocimiento geológico petrolero. También por sus importantes reservas de hidrocarburos es uno de los Campos Grandes descubiertos. Morfoestructuralmente se encuentra situado en la Provincia Geológica del Subandino Sur, en la Serranía San Alberto.

CAMPO SABALO EXPLORACIÓN PRODUCCIÓN Y RESERVAS

BLOQUE SAN ANTONIO CAMPO SABALO INTRODUCCION El 22 de abril de 1996 se rúbrica un contrato de asociación petrolífera entre YPFB (50%) y Petrobras (50%), para la exploración y producción de hidrocarburos en el denominado Bloque San Antonio, dentro del cual se ubica el Anticlinal de San Antonio y donde en 1998 se perforó el SBL-X1 que fue descubridor del Campo Sábalo. El 29 de julio de 1996 se suscribió un contrato de conversión al régimen de Riesgo Compartido.


El 10 de octubre de 1996 se constituye como fecha efectiva de la migración del contrato de asociación inicialmente firmado a un contrato de riesgo compartido, modificandose la participación accionaria de la manera siguiente: Andina S.A. con el 50% de las acciones, Petrobras operador del Bloque con el 35% y Total Fina Elf con el 15 % restante. Al 2006 se tenían 5 pozos productores, uno listo para entrar en producción y uno en etapa de perforación, además de una capacidad de planta instalada de 670 MMpcd. En base a la información obtenida en el proceso de auditoría, más algunos datos actualizados, se presenta una descripción de las características geológicas del Campo, las operaciones de perforación realizadas, la producción del campo y las reservas estimadas.

UBICACION El bloque San Antonio se encuentra morfológicamente en el Subandino Sur y ubicado en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija, aproximadamente a 20 Km al oeste de la ciudad de Villamontes. Esta situado en la área tradicional de exploración y explotación de petróleo y gas, tiene una extensión original de 13.78 parcelas, equivalentes a 34450 Has. BLOQUE CAIPIPENDI CAMPO MARGARITA UBICACIÓN GEOGRÁFICA El campo Margarita se encuentra en el Bloque Caipipendi, ubicado en la parte sur de la faja plegada conocida como la Zona Subandina Sur y abarca parte de los departamentos de Chuquisaca y Tarija en territorio boliviano. ASPECTOS GEOLÓGICOS El área de Margarita forma parte de la extensa cuenca Subandina que se desarrolla entre la Cordillera Oriental de los Andes y el Escudo Brasileño. En ella se ha depositado una espesa pila sedimentaria de más de 10.000 metros de espesor, originando una columna estratigráfica que se extiende desde el Paleozoico Inferior al Terciario Superior. Actualmente se reconocen con claridad en esta área, dos cuencas diferenciadas fisiográficamente. La faja Subandina, ubicada inmediatamente al Este de la cordillera Oriental, caracterizada por un plegamiento intenso con fallas longitudinales inversas que generalmente se inclinan al Oeste formando anticlinales y sinclinales estrechos alineados paralelamente a la dirección de la Cordillera Oriental de los Andes, es conocida también como la parte Andina. Los sedimentos involucrados en este plegamiento van del Devónico Inferior al Terciario Superior. La Llanura Chaco Beniana, ubicada en la parte oriental, entre la Faja Subandina y el Escudo Brasileño, es una zona relativamente plana, que refleja la poca intensidad de plegamiento y fallamiento. Esta extensa área esta rellenada con rocas de edades Devónicas, Carboníferas, Cretácicas y, principalmente Terciarias, cubiertas en gran parte por una capa cuaternaria.

CAMPO ITAU EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN Y RESERVAS CAMPO ITAU

ANTECEDENTES


La empresa Total Bolivia (TEPB), adquirió el Bloque XX Tarija Oeste, el 6 de noviembre de 1997 a las empresas TESORO BOLIVIA PETROLEUM COMPANY y ZAPATA EXPLORATION COMPANY, quienes habían obtenido previamente estos bloques de YPFB bajo el Contrato de Riesgo Compartido 08/97 suscrito mediante INSTRUMENTO PÚBLICO 2685/97. A fines del año 2010, PETROBRAS BOLIVIA SA se convierte en el nuevo operador del campo, gracias a la cesión y transferencia por parte de TOTAL E&P BOLIVIE del 34% de su porcentaje de participación en los derechos y obligaciones derivados del Contrato de Operación firmado con YPFB y BG BOLIVIA, en favor de PETROBRAS BOLIVIA SA (30%) y YPFB CHACO SA (4%) respectivamente. ACTIVIDADES EXPLORATORIAS SISMICA Y GEOLOGÍA Las serranías Subandinas, que se extienden desde la Republica Argentina y tienen su mejor expresión en el territorio boliviano, fueron investigadas mediante la fase de mapeo superficial, inicialmente por geólogos de la Standard Oil Co. Posteriormente en el año 1963, YPFB efectuó estudios detallados de geología de superficie en la serranía de San Alberto, en la cual está emplazado el campo Itau. Los resultados de las investigaciones apuntalaron perforaciones someras en la serranía de San Alberto, en las culminaciones de Achiralito y San Alberto. En el año 1965 , YPFB en la busqueda de liquidos perforó dos pozos someros en la culminación de Achiralito, que es la extensión Norte del campo Itaú. Ambos fueron abandonados por improductivos.

PERFORACIÓN EXPLORATORIA TOTAL E&P BOLIVIA perforó 3 pozos profundos Itau-X1, Itaú-X1A, Itau-X2 e Itaú-X3 en los años 1999, 2001 y 2004 respectivamente. El el pozo Itaú-X1, fue abandonado cuando alcanzó la profundidad de 992 m. debido al hundimiento del terreno que ocasionó una fuerte inclinación del equipo y la torre. Este fenomeno geológico dió lugar al movimiento del equipo 22 m. para iniciar la perforación de un nuevo pozo, el Itaú-X1A. Los pozos Itau-X1A e Itaú-X2 son productores de gas-condensado, el pozo Itaú-X3, clasificado como de avanzada, ubicado a 17 Km. al Norte del Itaú-X2, fue declarado seco. POZO ITAÚ-X1A La nueva perforación de este pozo de categoría profunda, realizada entre fines de junio de 1998 y mediados de agosto de 1999, tuvo éxito, ya que fue descubridor del campo al declararse productor de volúmenes muy importantes de gas-condensado. El objetivo de la perforación exploratoria del pozo ITU-X1A fue alcanzado. La perforación presentó problemas al inicio, debido a problemas del lodo de perforación y fue necesaria la realización de perforación dirigida; la profundidad alcanzada, asi como el tiempo de ejecución fueron superiores a los programados, por lo que el costo del pozo fue elevado a pesar de toda la información obtenida. POZO ITAÚ-X2 Fue perforado entre fines de marzo del 2000 y mediados de febrero del 2001, es un pozo de avanzada productor de gas-condensado de las Fms. Huamampampa y Santa Rosa. La profundidad alcanzada y el tiempo empleado en la perforación, fueron mayores a los establecidos en el programa, debido a que tambien fue necesaria la realización de perforación direccional. Este pozo es uno de los de mayor producción del país.

POZO ITAÚ-X3 El ITU-X3, ubicado a 17 Km al Norte del ITÚ-X2, es un pozo de avanzada puesto que debía delimitar los reservorios productores. Perforado desde agosto del 2002 hasta abril del 2003 al alcanzar la profundidad de 5940 m, por su posición estructural baja con relación a los anteriores fue abandonado, el 03 de mayo de 2003 . Este pozo, aunque fue declarado seco, en


términos de perforación no tuvo los problemas encontrados anteriormente, por lo que se concluyó en menor tiempo y costó menos de lo programado.

CAMPO INCAHUASI EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN Y RESERVAS POZO INCAHUASI-X1 (POZO ICS-X1) El año 2003 se programó la perforación del pozo ICS-X1, el cual aunque alcanzó la profundidad planeada, fue declarado pozo seco al no atravesar los reservorios Devónicos. La Figura I.80, muestra la ubicación del pozo ICS-X1. Investigaciones geológicas definieron que direccionando el pozo ICS-X1, se llegaría a encontrar las Fms. Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Sistema Devónico en una posición estructural favorable. En consecuencia, se decidió realizar un side track en el ICS-X1 a una profundidad de 2396 m y se direcciona el nuevo pozo ICS-X1ST. POZO ICS-X1ST De acuerdo a la información geológica obtenida, se planificó la perforación del pozo ICS-X1ST. Las operaciones iniciaron el 30 de abril de 2004 y finalizaron el 15 de noviembre del mismo año. Esta operación fue exitosa en tiempo y costo, ya que además de conseguir el objetivo (localizar la Fm. Huamampampa a 4905 m y haber investigado un total de 329 m) fue declarado productor de gas y condensado, con volúmenes comerciales.

CAMPOS GRANDES - RESERVAS DEFINICIÓN Se ha agrupado localmente, en base a algunas consideraciones y modificaciones realizadas a la clasificación internacionalmente aceptada de los años 90 (Tabla 5. Página 12), a los Campos San Alberto, Sábalo, Margarita e Itau, como Campos Grandes, ya que poseen una reserva original recuperable de más de 3 TCF de gas. Si bien se ha comprobado que el campo Itau es la continuación Norte del campo San Alberto, por existir continuidad de sus reservorios, se ha consignado su reserva aparte, respetando el criterio de las Empresas Operadoras y auditorias. En el caso de Margarita, no se disponía de un informe efectuado por la firma consultora, por lo cual se ha utilizado un informe de Repsol, traducido del inglés. Tampoco se disponía de un informe de reservas del campo Sábalo, por lo que se utilizó un Informe de simulación realizada, además de las cifras del informe de D&M. A continuación se expone una tabla de reservas probadas desarrolladas para dichos Campos, exceptuando a Margarita que incluye las reservas no desarrolladas.


CAMPO MONTECRISTO El campo Monte Cristo, se halla situado en la provincia Warnes del departamento de Santa Cruz, está dentro el Boomerang Hills (Provincia geológica Pie de Monte Norte). Si bien Montecristo figuraba en el Balance de Apertura de Chaco, el contrato de riesgo compartido recién fue firmado en abril de 2004. El valor del campo en el Balance de Apertura fue de 2.72 MM$us. Desde que el campo pasó a ser administrado por Chaco en Abril de 1997, Montecristo produjo hasta la fecha un volumen acumulado de 71 Mbls de petróleo y 0.9 bcf de gas. CONSIDERACIONES ESTRATIGRAFICAS La perforación de un significativo número de pozos en el campo Montecristo, ha dado como resultado el conocimiento detallado de la secuencia estratigráfica y es similar a la conocida en la región. El complejo Carbónico es el que muestra variaciones que son deducibles del comportamiento de las facies tipo lenticular asociados posiblemente con rellenos de antiguos canales, en diferentes estadios sedimentarios intracarbónicos. Las unidades litológicas atravesadas por el pozo MCT-X8, no tiene variaciones estratigráficas remarcables en relación a los pozos MCT-X2 y MCT-X7. Estos sondeos investigaron sedimentitas de los sistemas siguientes: Terciario, Triásico, Cretacico, Permico, Carbonífero y Devónico en sucesión normal. La Figura II. 59, muestra un perfil sísmico con una sucesion estratigrafica normal sin fallamiento.

CAMPO CARRASCO El campo Carrasco se encuentra en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba siendo productor de gas-condensado. Fisiográficamente, corresponde a la llanura chaco-beniana, entre los ríos Ichilo e Isarsama, donde la altura promedio del terreno es alrededor de 320 m sobre el nivel del mar. YPFB investigó la provincia geológica del Pie de Monte Norte, como parte de los trabajos exploratorios en el Subandino Centro, obteniéndose como resultado el descubrimiento de los campos hidrocarburíferos de Carrasco, Katari y Bulo-Bulo. Años recientes se realizaron trabajo de sismica 3D en las áreas de Carrasco y Kanata

CONSIDERACIONES ESTRATIGRAFICAS La estratigrafía atravesada por los diferentes pozos de desarrollo del campo, corresponde a rocas del grupo Chaco: formaciones Yecua y Petaca del Terciario,


Yantata e Ichoa del Cretácico, más Limoncito y Roboré del Devónico. Dentro de la formación Roboré se pueden diferenciar los siguientes niveles: arenisca Roboré-I, arenisca Roboré-II y arenisca Roboré-III. En el campo Carrasco el principal reservorio de hidrocarburos es la arenisca Roboré-I. También fueron descubiertas reservas menores de hidrocarburos en areniscas de las formaciones Petaca, Yantata e Ichoa. CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES El mapa estructural referido al tope Petaca de la Figura II. 65, muestra una estructura anticlinal de forma irregular con dirección de su eje axial NW-SE y que no está afectado por fallas. Basados en el perfil sísmico 3D, se han definido a las de vergencia Noroeste de poco rechazo y que originan láminas independientes entre los campos KNT, CARRASCO Y KANATA NORTE

CAMPO LOS CUSIS El campo Los Cusis está localizado a 115 km al Noroeste de la ciudad de Santa Cruz. Geomorfológicamente se sitúa en la parte Este del área Boomerang. YPFB en el año 1985, realizo los primeros trabajos de exploración sísmica, en el marco del Proyecto de Exploración de Trampas Estratigráficas. En 1991 se registraron 55 kilómetros adicionales de sísmica con el objeto de definir con mayor precisión las características estratigráficas y estructurales del campo. YPFB en la gestión del año 1993 perforo el pozo Los Cusis –X1(LCS-X1), alcanzando una profundidad final de 2480 m. En la etapa de terminación fue ensayada la Formación Petaca, resultando productor de petróleo en volúmenes comerciales. CHACO S.A. en el año 1997, se hace cargo de las operaciones en el campo Los Cusis. Esta empresa continuó con el desarrollo del campo con la perforación de pozos y otras actividades. Un aspecto relevante fue el registro de sísmica 3D, efectuado el año 2001, en el área de los campos Patujusal y Los Cusis.

CAMPO KANATA El campo Kanata se encuentra en el mismo lineamiento que los campos productores de Carrasco por el Sur-Sur Este y Paloma por el Norte-Noroeste y se encuentra ubicada en la zona de fore Land del Subandino Centro. Fue descubierto en julio del año 2002 al perforarse el primer pozo, KNT-X1, en la estructura anticlinal Kanata. Este pozo descubrió reservas de gas-condensado en la Formación Yantata. Cabalmente, el pozo Kanata-X1 (KNT-X1) fue propuesto para investigar el potencial de petróleo y gas en las formaciones Yantata y Petaca, en el sector Sur de la estructura anticlinal. Esta estructura fue definida por medio de la interpretación sísmica 2D,

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