Carolina arce (anh) perspectivas de exploración
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Perspectivas de exploración Carolynna Arce Hernández Subdirectora Técnica Cartagena, marzo 26 de 2010
Transcript of Carolina arce (anh) perspectivas de exploración
Perspectivas de exploración
Carolynna Arce HernándezySubdirectora Técnica
Cartagena, marzo 26 de 2010
Contenido
1 Marco Institucional1. Marco Institucional
2. Exploración
3 P d ió d3. Producción de gas
4. Reservas de gas
5. Potencial
6. Estrategia de adición de reservas
7. Conclusiones
2
La nueva política estuvo respaldada por una reestructuración institucional
Adopta la política nacionalMinisterio de Minas y Energía
Administra y promueve el aprovechamiento del recurso
Explora, produce, refina, transporta y p p p ycomercializa
3
Antecedentes
26 de junio de 2003 Se creó la ANH con el Decreto 1760
1 de enero de 2004 Entró en operación la ANH
31 de mayo de 2004 Se aprobó el nuevo modelo de contrato E&P
13 de agosto de 2004 Se firmó el primer contrato E&P con la ANH
4
Marco estratégico
La ANH es la autoridad encargada de promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de l hid b íf d l í
Misión
los recursos hidrocarburíferos del país,
administrándolos integralmentey armonizando los intereses dey armonizando los intereses de la sociedad, el Estado y las empresas del sector.
S id tid d d lSeremos reconocidos como una entidad modelo en el mundo por:• el conocimiento del potencial del subsuelo colombiano y el
logro de su aprovechamiento;
Visión
logro de su aprovechamiento;• la eficiencia y transparencia en la administración de
hidrocarburos y el trabajo conjunto con la industria y la comunidad; yl f i li d t i l lt i l
5
• el profesionalismo de nuestro equipo, el alto nivel tecnológico y la eficiencia y agilidad en procesos clave.
Contenido
1 Marco Institucional1. Marco Institucional
2. Exploración
3 P d ió3. Producción
4. Reservas de gas
5. Potencial
6. Estrategia de adición de reservas
7. Conclusiones
6
La actividad exploratoria se ha incrementado
Million (Ha)
100100100100100100100100
TEA
E&P
Open Round
8080808080808080
Production6060606060606060
4040404040404040
0
20
0
20
0
20
0
20
0
20
0
20
0
20
0
20
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 20102003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 20102003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 20102003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 20102003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 20102003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 20102003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 20102003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
La actividad contractual y la adquisición sísmica aumentan
80No. De Contratos Sísmica:
Km de 2D equivalente
20.000
25.000
60
70
Plan18,000
15.00040
50
10.000
20
30 Meta
Meta8,000
0
5.000
0
10Reala mar-102 Contratos Real a
mar-104,584
02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
OnshoreOffshore
02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Asociación (Ecopetrol)E&PTEA
8
El número de pozos exploratorios crece, y las tasas de éxito son altas
Tasa de éxito (%)No. de pozos perforados 99
120
No. de pozos
77% 80%
100%
80
100perforados
75
99
Plan 110 aprox.
100
120
41
51
28
56%
60%60
75
70
56
TET=7/(2+7)=77.78%
60
80
47
1
11
1934
40%
48% 46%
39%41%
48%
40%40 35
28
22
Meta40
60
4 6 1016
2229
47
36
10
9
6
22 11
19321%
0%
20%
0
2021
10
22
Real a mar-1022 pozos
0
20
9
0%02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Productor En pruebas Seco Factor de Éxito (FE)
02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Crecimiento de la producción
MPCDKBD MPCDKBD
Producción promedio anual
Producción promedio mensual
1.100
1.200750
MPCDKBD
1.200740
MPCDKBD
Crudo Gas Crudo Gas
900
1.000
1.100
650
700 1.100
700
800
900
600
1.000660
600
700
550 900620
500500 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
800580ENE MAR MAY JUL SEP NOV ENE
Incremento Reservas
MbblTpc
Crudo Gas
2.500
2.400
2.600 Mbbl
6.7
7.2 7.5
7.3 7.1
7.3 6.97.0
8.0
2.000
2.200
5.0
6.0
1.542 1.478
1.4531.510
1.668
1.600
1.800 4.0 4.2
4.0 4.3
3.7
4.4 4.0
4.0
5.0
1.453 1.358
1.200
1.400
2003 2005 2007 20092.0
3.0
2003 2004 2005 2006 2007 2008 20092003 2005 2007 2009 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Recuperable Probadas
Contenido
1 Marco Institucional1. Marco Institucional
2. Exploración
3 P d ió d3. Producción de gas
4. Reservas de gas
5. Potencial
6. Estrategia de adición de reservas
7. Conclusiones
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Producción gas
Promedio Anual (Mpcd) Producción Mensual (Mpcd)
1 0791.1001.200
990
1.012
1.079
1.041 1.043
1.057
1.000
1.050
Ene-10
1 016
1.119 1.100
915
930
982
980
990
974
900
950
1.000
874
1.016
900
1.000
796
827 840
857 865
815 814
836
880
841
829
876
862
800
850
900
680
730 700
800
782
700
750
800
575
597 603
578
615
648
500
600
13
700
dic‐07 abr‐08 ago‐08 dic‐08 abr‐09 ago‐09 dic‐09
500
Nuevos campos descubiertos de gas desde la creación de la ANH (a marzo 2010)Potencial de producción (kpcd)p ( p )
5
4
5
3
3 32
3
1 1
32
10
1
1‐10 10‐100 100‐1,000 1.000‐10.000 10.000‐100.000 + de 100.000
Asociación y Convenios Contratos E&P
14
Contenido
1 Marco Institucional1. Marco Institucional
2. Exploración
3 P d ió d3. Producción de gas
4. Reservas de gas
5. Potencial
6. Estrategia de adición de reservas
7. Conclusiones
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Reservas y recursos por cuenca (Gpc)a 31 de diciembre de 2009 (dato preliminar)
EN EVALUACIÓN PROSPECTIVAS TOTAL
CORDILLERA ORIENTAL 408 298 47 40 87 793
BASIN
POSIBLES
TOTAL PROBADAS PROBABLES
CORDILLERA ORIENTAL 408 298 47 40 87 793 GUAJIRA 2.118 279 64 6.570 6.634 9.031 LLANOS ORIENTALES 1.008 1.367 719 - 719 3.094 SINÚ - SAN JACINTO - - - - VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA 411 29 3 828 3 828 4 268VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA 411 29 - 3.828 3.828 4.268 VALLE MEDIO DEL MAGDALENA 67 3 61 56 117 187 VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA 7 4 - - - 11 TOTAL (Gpc) 4.019 1.980 891 10.494 11.385 17.384
1. Expectativas de áreas en exploración
16
Nota: las reservas probables y posibles son estimativos de la ANH
Contenido
1 Marco Institucional1. Marco Institucional
2. Exploración
3 P d ió3. Producción
4. Reservas de gas
5. Potencial
6. Estrategia de adición de reservas
7. Conclusiones
17
Potencial de recursos de GasEscenario Bajo (Gpc)
2,000Cuenca
BAJO(Gpc)
VIM 1.636 /
Gpc
1,500
Guajira/Sinú Offshore 1.288 VMM 650 VSM 502 Colombia 285 Tumaco Offshore 285 Tumaco 285
500
1,000
u aco 85Chocó Offshore 285 Chocó 285 Vaupés‐Amazonas 285 Sinú‐San Jacinto 282 Catatumbo 262 C á P t 218
0
Caguán‐Putumayo 218 Guajira 171 Llanos Orientales 171 Cesar‐Ranchería 97 Los Cayos 57 Cauca‐Patía 57 Urabá 57 Cordillera Oriental 36 Total 7.194
Caribe (2.140 Gpc): Los Cayos, Colombia, Guajira, Urabá, Guajira Offshore, Sinú Offshore, Sinú‐San JacintoPacífico (1 140 Gpc): Tumaco Choco Tumaco Offshore y Choco Offshore
Fuente: IHS, 2008. 18
Pacífico (1.140 Gpc): Tumaco, Choco, Tumaco Offshore y Choco Offshore
Potencial de recursos de GasEscenario Alto (Gpc)
CuencaALTO(Gpc)
Guajira/Sinú Offshore6 369.998 400,000
Gpc
Cesar‐Ranchería2 60.990 Sinú‐San Jacinto1 16.929 Guajira1 15.960 Llanos Orientales5 14.114 VMM1 8.664 VIM1 8 390
300,000
VIM 8.390 Chocó4 8.265 Vaupés‐Amazonas3 7.068 Cordillera Oriental1 5.780 Los Cayos1 5.700 Urabá1 4.560
3
100,000
200,000
Chocó Offshore3 4.549 Tumaco3 3.922 Tumaco Offshore3 3.523 Cauca‐Patía1 2.280 Catatumbo1 2.229 Caguán‐Putumayo1 1 881
0
Caguán Putumayo 1.881 VSM1 1.277 Colombia3 285 Total 546.363
Caribe (413.432 Gpc): Los Cayos, Colombia, Guajira, Urabá, Guajira Offshore, Sinú Offshore, Sinú‐San JacintoPacífico (20 258 Gpc): Tumaco Choco Tumaco Offshore y Choco Offshore
Fuente: 1: Ziff, 2007. 2. Uis, 2007. 3. IHS, 2008. 4. Eafit, 2007. 5. Halliburton, 2007. 6. Halliburton, 200819
Pacífico (20.258 Gpc): Tumaco, Choco, Tumaco Offshore y Choco Offshore
Gas metano asociado al carbón
Se estima en 17.8 Tpc del total de gas in situ, de los cuales unos 7.5 Tpc podríanser los volúmenes potencialmente recuperables
Potencial de gas metano asociado al carbónDepósitos de carbón
RegiónCarbón
explotable in situ (G tm)
Total in situ(G tm)
Gas in situ(Tpc)
Volúmenes potenciales
(Tpc)Guajira 4.5 13.6 4.8 2.4Guajira 4.5 13.6 4.8 2.4Cesar 6.6 19.7 6.9 3.4Córdoba 0.7 2.2 0.8 -Antioquia 0.5 1.4 0.5 -Valle del Cauca 0.2 0.7 0.3 -Huilla 0.0 0.0 0.0 -Cundinamarca 1.5 4.4 1.6 0.8Boyacá 1.7 5.2 1.8 0.9Santander 0.5 1.4 0.5 -Norte de Santander 0.8 2.4 0.8 -
Total potencial 17.0 51.0 17.8 7.5p
Fuente: Arthur D. Little Inc.20
Gas Shale
El potencial se ha estimado en aproximadamente 32 Tpc de volúmenes recuperables
Potencial de shale gasDepósitos de shale gas Potencial de shale gasDepósitos de shale gas
3
Cuenca Área (km2)
Espesorneto
(metros)
Gasin situ (Tpc)
Volúmenes potenciales
(Tpc)1.Magdalena Medio 7,500 100 289.5 29.02 C dill O i t l
1
3 2.Cordillera Oriental 500 100 19.3 1.93.Cesar Ranchería 200 100 7.72 0.8Total Shale Gas 8,200 316.5 31.7
2
Un potencial adicional de magnitud similar a la de la cuenca del ValleMedio del Magdalena puede presentarse en la Cordillera Oriental / cuencaMedio del Magdalena puede presentarse en la Cordillera Oriental / cuencaBogotá, pero no existen estudios geoquímicos disponibles que confirmendicha hipótesis
Shale gas deposit
21Fuente: Arthur D. Little Inc.
Tight gas
El análisis preliminar del potencial se estima al menos en 1.2 Tpc
Potencial de tight gasDepósitos de tight gas Potencial de tight gasDepósitos de tight gas
Región Área (km2)
EspesorGross
(metros)
Volumenneto
(acre-pie)
Gas in
situ(Tpc)
Volumenpotencial
(Tpc)(Tpc)Cordillera Oriental/ Magdalena Medio 4,000 200 648,570,555 28.3 1.2
Total PotencialTight Gas 4,000 648,570,555 28.3 1.2
Potencial adicional puede existir en las cuencas de Cordillera Oriental /Valle Medio del Magdalena pero no hay estudios geoquímicosValle Medio del Magdalena, pero no hay estudios geoquímicosdisponibles que confirmen esta hipótesis
Tight gas potentialg g p
22Fuente: Arthur D. Little Inc.
Hidratos de gas
Se estima aproximadamente un volumen potencial de 430 TPC de gas in situ
Depósitos de hidratos de gasDepósitos de hidratos de gas
Potencial de hidratos de gas
Cuencas Área(k 2)
Espesorneto
Contenido de Gas
(m3 naturalGas in
situCuencas (km2) neto(metros)
(m natural gas/ m3
hydrate)
situ(Tpc)
Caribe 37,500 1 164 217.1Pacífico 37,500 1 164 217.1Total Potencial de Hidratos de Gas 75,000 434.2Hidratos de Gas
No hay tecnología comercial de explotación
23Fuente: Arthur D. Little Inc.
Contenido
1 Marco Institucional1. Marco Institucional
2. Exploración
3 P d ió3. Producción
4. Reservas de gas
5. Potencial
6. Estrategia de adición de reservas
7. Conclusiones
24
Lógica del plan de inversiones
Métodos remotos
Métodos de superficie
Imágenes del subsuelo
Análisis y muestreo del subsuelo
Integración y modelamiento
Tipos de estudios
1 2 3 4 5 RONDADE
NEGOCIOS
COMPAÑÍAS
A B DESCUBRIMIENTO DEHIDROCARBUROS
ANH
Conocimiento geológico de las cuencas
PETROLERASANH
Identificación de prospectos
Proyectos ANH - Ejecutados
PROYECTOS EJECUTADOS ANH
Sísmica Ejecutada 2008-2009
Sísmica Ejecutada hasta el 2008
Cartografía Geológica
Geología de Superficie y Análisis de Muestras
Evolución Térmica (AFTA y Ro) Baja GuajiraEvolución Térmica (AFTA y Ro) Baja Guajira
Levantamiento Columna Estratigráfica y Análisis de Muestras
Curvas Isotópicas, Carbono delta 93 y Estroncio !. Pozo Estratigrafico!. Pozo Slim Hole
Aeromagnetogravimetria ANH 2005 - 2007
Aeromagnetogravimetria ANH 2008 - 2009
Proyectos ANH – por ejecutar
PROYECTOS A EJECUTAR ANH
Sísmica proyectada
!
!.!(
!( Pozos Slim Holes Cauca Patia
Sísmica proyectada
Pozo Estratigráfico - Slim HolePozo EstratigráficoEstudio Multidisciplinario de NúcleosEstudio Multidisciplinario de Núcleos
Cartografía Geológica
Ronda 2010
Área (Ha) No de bloques
6 055 158 141
8.459.046 31
6.055.158 141
33.253.683 56
22847.767.887
Actividad Histórica No de pozos Sísmica(Km)
Tipo 1 E&P Minironda 269 33.174
Tipo 2 E&P Cuencas con nuevaprospectividad 147 24.041
Tipo 3 TEAS* Especiales 50 11.225
Total 466 68 440
*TEA: Contrato de Evaluación Técnica
Total 466 68.440
Contenido
1 Marco Institucional1. Marco Institucional
2. Exploración
3 P d ió3. Producción
4. Reservas de gas
5. Potencial
6. Estrategia de adición de reservas
7. Conclusiones
29
Conclusiones
• Una geología prolífica
• Un buen entorno empresarial
• Un marco institucional adecuado• Un marco institucional adecuado
• Un contrato competitivo y justo
• Rondas competitivas
• Continúa la estabilidad en el sector
Muchas Gracias !
www.anh.gov.co
