OPEN ROUND COLOMBIA 2010

Diciembre, 2009

MAPA GENERAL

4 347 052 74

Área (Ha) No. Bloques

8.457.927 31

4.347.052 74

39.057.767 63

No. Pozos Sísmica (Km)

Tipo 1 E&P Minironda 192 25.194

Tipo 2 E&P Nuevas cuencasti 147 24.017prospectivas 147 24.017

Tipo 3 TEAS especiales* 50 11.449

Total 389 60.660

*TEA: Contrato de Evaluación Técnica

E&P Cuencas con nueva prospectividad

Bloques en cuencas con nuevo potencial,sobre los cuales se suscribirán contratos E&P.

TEA especial

Bloques en cuencas frontera, ofrecidospara contratos de Evaluación TécnicaEspecial.

*TEA: Technical Evaluation Agreement

Área Guajira

Bloques Guajira

BLOQUES AREA (Ha)

GUA 1 106265

GUA 2 125808

GUA 3 86750

GUA 4 50321

GUA 5 346167

GUA OFF 1 300610

GUA OFF 2 926551

GUA OFF 3 949351

Total Hectáreas

Datos de la Cuenca

6.663.977Líneas Sísmicas PozosTotal Km Total265 4.551 6

Generalidades

Generalidades

PROSPECTIVIDAD

La capacidad de producción de lacuenca está soportada por los análisisgeoquímicos que muestran un potencialde generación termogénico, para gasen las unidades Paleógenas y

óNeógenas presentes en los camposChuchupa Ballenas y aceite,posiblemente de origen cretácico, comolos encontrados en los pozos Aruchara-1, en piston core, en microrezumaderosen la baja Guajira y en impregnacionesen la baja Guajira y en impregnacionesde aceite en los núcleos de laFormación la Luna en pozos del ladovenezolano.

Se identifican oportunidadespexploratorias adicionales, relacionadasa la carga de hidrocarburo desdecocinas del cretáceo al este de lacuenca, situación sugerida por lospozos perforados en la cuenca, del ladoV lVenezolano.

Localización

Á 12600 k 2Área: 12600 km2.3,110.000 acresTipo de cuenca:Margen transtensionalTipos de HC: 70% degas y 30% de crudogas y 30% de crudo.Reservorios: Rocassiliciclásticas y calizas.Pozos exploratorios 22Sísmica 2D adquirida5400 km aprox.

Mapa de anomalía de Bouguer. Modificado de ANH, 2007

Formación Macarao

En su parte superior constituidapredominantemente por arenitas y ensu parte inferior principalmente porshales.

Las rocas siliciclásticas de laFormación variar entre 25 Macaraoactúan como roca almacén de lacuenca, presentan porosidades entrecuenca, presentan porosidades entre11% y 19% con espesor total de rocacon hidrocarburos que puede pies y100 pies de acuerdo a la posicióngeográfica en la cuenca.

Los shales de esta formación han sidoidentificados como potencialgenerador de kerógeno tipo II y III,con suficiente profundidad parap pgenerar en el depocentro norte dePunta Espada.

Formación Siamana

Constituida principalmente porConstituida principalmente porcarbonatos, algunos análisisprovenientes de muestras de PistonCore del sector offshore evidencianalgún potencial como roca fuente enlos shales y calizas.Su potencial consiste en kerógenode tipo II y III generador de gas.

Las arenitas de esta formaciónLas arenitas de esta formación,constituyen un potencial como rocaalmacén alcanzando valores de netpay de entre 5 y 75 pies conporosidades entre 12% y 17%.

Los niveles arcillosos autoincluidos,sirven de roca sello.

Formación Uitpa

Litológicamente constituida por unaLitológicamente constituida por unasecuencia predominantementeclástica, con intercalaciones deshales y calizas biomícriticas.

En núcleos del fondo marino se hareportado crudo con afinidad degeneración a los shales de estaformación, principalmente conkerógenos de tipo II y IIIkerógenos de tipo II y III.

Se reporta espesores de net paylocalizados en arenas y calcáreos deesta formación, alcanzando

d 400 1200 iespesores de entre 400 y 1200 pies

Formación Jimol

Constituida en su parte inferiorConstituida en su parte inferiorpredominantemente por carbonatosy en su parte superior por arenitasde grano fino, levemente calcáreasy shales negros.

La litología de esta formación esidentificada como potencialgenerador de kerógeno tipo II y III,principalmente generador de gasprincipalmente generador de gas.

En las arenitas y las calizas de laformación se pueden considerar netpay de entre 30 y 75 pies

Formación Castilletes

Litológicamente constituida porLitológicamente constituida porintercalaciones de arcillolita, limolitay arenisca. Esta unidad se acuñahacia la Serranía de Cocinas y seengruesa hacia el oeste de lacuenca, constituye también un sellopara las rocas reservorio del área.

Principal reservorio de losyacimientos gasíferos costa afuerayacimientos gasíferos costa afuera

Mapa de Anomalías Gravimétricas

Geología Estructural

Se presentan provincias tectónicas transtensivas, asociadas a las grandes fallas de rumbo. Ramirez, 2007.

Trampas Estratigráficas

Tomado Reyes, J. et al. 2003

Trampas Estructurales

Tomado Rubiano et al. 1998

Geoquímica

Tipo de Kerógeno Contenido Orgánico Total Diagrama de Madurez Termal

800

900

1000

330

340

350

360

370

380

390

400

RIQUEZA ORGANICA

Riqueza Organica

60

70

80

grCO

T)

500

600

700

GEN

O (HI, mg HC / g TO

C)

San Jose‐1

Mero‐1

Aruchara

Ballena

Almeja‐1

Ephein‐1

Pavon 1 220

230

240

250

260

270

280

290

300

310

320

330

ro de

 mue

stras San Jose‐1

Mero‐1

Aruchara‐1

10

20

30

40

50

GP (S1+

S2/m

g HC/g

Maturity Level

100

200

300

400

INDICE DE HIDRO

G Pavon‐1

Pto Estrella‐1

Sierra‐1

Tairona‐1

Tinka‐1

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

Nume

r

Ballena

Almeja‐1

Ephein

guajira‐1

Maicao‐1

Merluza‐1

Pavon‐1

0

0 2 4 6 8 10 12

% TOC

San Jose‐1 Mero‐1 Aruchara Ballena Almeja‐1 Ephein‐1 Pavon‐1 Pto Estrella‐1 Sierra‐1 Tairona‐1 Tirka‐1

0

0 50 100 150 200INDICE DE OXIGENO (OI, mg CO2/g TOC)

Humble Geochemical Services

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110Pavon 1

Pto Estrella‐1

Sierra‐1

Tairona‐1

Tinka‐1

0

0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0TOC (Peso %)

Geoquímica

PODCOT Promedio.

0-0,1

PODPOD

Mapa de Anomalía GravimétricaTomado de Ramírez, V. 2007

Valores promedio de madurez térmica medida a partir de Reflectancia de Vitrinita-Ro en pozos de la Cuenca Guajira

Pozos y Líneas Sísmicas

Carta de Eventos

Geología del Petróleo

Variaciones del Net pay contra diferentesescenarios de salinidad en la Formación JimolPozo Jarara – 1

Variación del Net pay contra diferentes escenarios de porosidad de la Formación Macarao en el Pozo Jarara - 1

Geología del Petróleo

Variacion Net Pay Pozo Tinka - 1

F Ji l

30

40

50

60

Net Pay

Fm. Jimol

0

10

20

y

Variaciones del Net pay contra diferentesescenarios de salinidad en la Formación JimolPozo Jarara – 1

Salinidad

Variacion Net PayPozo Tinka - 1

Fm. Jimol

Variación del Net pay contra diferentes escenariosó10

20

30

40

50

60

Net Pay

de porosidad de la Formación Jimol en el PozoTinka - 1

0

10

Porosidad

Prospectividad de la Cuenca

• Los modelamientos geoquímicos que se han llevado a cabo en la Península de la Guajirasugieren que la generación de hidrocarburos es principalmente de tipo termogénica, y en elmargen este de la cuenca se evidencia la posibilidad de generación de aceite.g p g

• En la Subcuenca Alta Guajira las rocas silisiclásticas del Eoceno y Oligoceno correspondientes alas formaciones Macarao y Siamaná son las principales rocas almacenadoras, con espesor total deroca con hidrocarburos que puede variar entre 15 y 100 pies de acuerdo a la posición geográficaen la cuencaen la cuenca.

• En la Subcuenca Baja Guajira existen intervalos arenosos en las formaciones Jimol y Uitpa conbuenos valores de porosidad. Las rocas calcáreas de la formación Jimol y el basamento, son deinterés exploratorio en la cuenca, con base en analogías existentes como la de los campos La Pazy Mara en Venezuela.

• El arreglo estructural de la Subcuenca Baja Guajira está definido por un semi-graben ensentido norte sur limitado por las fallas de Oca y Cuiza; sin embargo se han interpretado estilosestructurales compresivos con generación de cabalgamientos que involucran rocas cretácicas enestructurales compresivos con generación de cabalgamientos que involucran rocas cretácicas enel sector sur este de la subcuenca.

• La subcuenca de la alta Guajira presenta un arreglo estructural en bloques, asociado a cuencasstrike slip. Igualmente se definen oportunidades en trampas estratigráficas asociadas a losi h i t d l id d t i i b l b tpinchamientos de las unidades terciarias sobre el basamento.

Universidad de PamplonaEquipo de Trabajo

Oscar Mauricio Castellanos A.Director del Proyecto

Maria Rosa Cerón G. - ANH

S ilSoporte LITHoil: Gustavo Montenegro B.Mario F. Barragán A.Christian Sanchez G.J P bl RJuan Pablo Reyes.Helga N. Niño.Leidy Niz V.Adriana Martinez L

Soporte GEMSCesar Mora.

www.anh.gov.co