Perspectivas de exploración



   Carolynna Arce Hernández
        y
     Subdirectora Técnica




   Cartagena, marzo 26 ...
Contenido



  1.
  1    Marco Institucional

  2.   Exploración

  3.
  3    Producción d gas
       P d    ió de

  4.  ...
La nueva política estuvo respaldada por
una reestructuración institucional




      Ministerio de Minas   Adopta la polít...
Antecedentes




26 de junio de 2003    Se creó la ANH con el Decreto 1760



1 de enero de 2004     Entró en operación la...
Marco estratégico


          La ANH es la autoridad encargada de
Misión
          promover el aprovechamiento óptimo y so...
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  1.
  1    Marco Institucional

  2.   Exploración

  3.
  3    Producción
       P d    ió

  4.   Reservas...
La actividad exploratoria se ha incrementado

                                   Million (Ha)

                           ...
La actividad contractual y
     la adquisición sísmica aumentan

No. De Contratos                                         ...
El número de pozos exploratorios crece,
      y las tasas de éxito son altas


No. de pozos
                              ...
Crecimiento de la producción

                        Producción                                                          ...
Incremento Reservas


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                ...
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  1    Marco Institucional

  2.   Exploración

  3.
  3    Producción d gas
       P d    ió de

  4.  ...
Producción gas

         Promedio Anual (Mpcd)                                                  Producción Mensual (Mpcd)
...
Nuevos campos descubiertos de gas desde la
creación de la ANH (a marzo 2010)
Potencial de producción (kpcd)
             p...
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  1.
  1    Marco Institucional

  2.   Exploración

  3.
  3    Producción d gas
       P d    ió de

  4.  ...
Reservas y recursos por cuenca (Gpc)
      a 31 de diciembre de 2009 (dato preliminar)




                               ...
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  1    Marco Institucional

  2.   Exploración

  3.
  3    Producción
       P d    ió

  4.   Reservas...
Potencial de recursos de Gas
 Escenario Bajo (Gpc)


                        BAJO     Gpc
        Cuenca
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Potencial de recursos de Gas
  Escenario Alto (Gpc)

                                                       Gpc
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Gas metano asociado al carbón

 Se estima en 17.8 Tpc del total de gas in situ, de los cuales unos 7.5 Tpc podrían
 ser lo...
Gas Shale

 El potencial se ha estimado en aproximadamente 32 Tpc de volúmenes
 recuperables
    Depósitos de shale gas   ...
Tight gas

 El análisis preliminar del potencial se estima al menos en 1.2 Tpc

     Depósitos de tight gas               ...
Hidratos de gas

 Se estima aproximadamente un volumen potencial de 430 TPC de gas in situ

       Depósitos de hidratos d...
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  1.
  1    Marco Institucional

  2.   Exploración

  3.
  3    Producción
       P d    ió

  4.   Reservas...
Lógica del plan de inversiones




         Métodos remotos

               Métodos de superficie

                      I...
Proyectos ANH - Ejecutados




                                           PROYECTOS EJECUTADOS ANH
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Proyectos ANH – por ejecutar




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                        ...
Ronda 2010


                   Área (Ha)      No de bloques

                    6.055.158
                    6 055 158 ...
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  1.
  1    Marco Institucional

  2.   Exploración

  3.
  3    Producción
       P d    ió

  4.   Reservas...
Conclusiones



  • Una geología prolífica

  • Un buen entorno empresarial

  • Un marco institucional adecuado

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Carolina arce (anh) perspectivas de exploración

  1. 1. Perspectivas de exploración Carolynna Arce Hernández y Subdirectora Técnica Cartagena, marzo 26 de 2010
  2. 2. Contenido 1. 1 Marco Institucional 2. Exploración 3. 3 Producción d gas P d ió de 4. Reservas de gas 5. Potencial 6. Estrategia de adición de reservas 7. Conclusiones 2
  3. 3. La nueva política estuvo respaldada por una reestructuración institucional Ministerio de Minas Adopta la política nacional y Energía Administra y promueve el aprovechamiento del recurso Explora, p p produce, refina, transporta y p comercializa 3
  4. 4. 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
  5. 5. Marco estratégico La ANH es la autoridad encargada de Misión promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los l recursos hidrocarburíferos del país, hid b íf d l í administrándolos integralmente y armonizando los intereses de la sociedad, el Estado y las empresas del sector. S Seremos reconocidos como una entidad modelo id tid d d l Visión en el mundo por: • el conocimiento del potencial del subsuelo colombiano y el logro de su aprovechamiento; • la eficiencia y transparencia en la administración de hidrocarburos y el trabajo conjunto con la industria y la comunidad; y • el profesionalismo de nuestro equipo, el alto nivel l f i li d t i l lt i l tecnológico y la eficiencia y agilidad en procesos clave. 5
  6. 6. Contenido 1. 1 Marco Institucional 2. Exploración 3. 3 Producción P d ió 4. Reservas de gas 5. Potencial 6. Estrategia de adición de reservas 7. Conclusiones 6
  7. 7. La actividad exploratoria se ha incrementado Million (Ha) 100 Open Round TEA 80 E&P Production 60 40 20 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
  8. 8. La actividad contractual y la adquisición sísmica aumentan No. De Contratos Sísmica: 80 Km de 2D equivalente 70 25.000 60 Plan 20.000 18,000 50 15.000 40 30 Meta 10.000 Meta 20 8,000 5.000 Real 10 a mar-10 2 Contratos Real a mar-10 4,584 0 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Onshore Asociación (Ecopetrol) Offshore E&P 8 TEA
  9. 9. El número de pozos exploratorios crece, y las tasas de éxito son altas No. de pozos No. de pozos Tasa de éxito (%) 120 perforados 99 100 100% Plan 110 aprox. 100 80 75 77% 80% 70 80 TET=7/(2+7)=77.78% 51 60 56 28 60% 41 56% 60 48% 48% 46% 1 41% 40% 39% 11 40 35 40% 40 Meta 28 34 19 22 21 47 21% 3 20 20% 20 36 Real a 10 22 11 29 9 mar-10 22 22 pozos 6 16 10 10 4 6 0 0 0% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Productor En pruebas Seco Factor de Éxito (FE) 9
  10. 10. Crecimiento de la producción Producción Producción promedio anual promedio mensual KBD MPCD KBD MPCD 750      Crudo Gas 1.200 Crudo Gas 1.200 740 1.100 700      1.100 1.000 700 650      900 1.000 660 800 600      700 620 900 550      600 500      500 580 800 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 ENE MAR MAY JUL SEP NOV ENE
  11. 11. Incremento Reservas Crudo Gas Tpc Mbbl 8.0 2.600 7.5 2.500 7.3 7.2 7.3 7.1 2.400 6.9 7.0 6.7 2.200 6.0 2.000 5.0 1.800 4.3 4.4 4.2 1.668 4.0 4.0 4.0 1.542 4.0 3.7 1.600 1.478 1.510 1.453 1.400 1.358 3.0 1.200 2.0 2003 2005 2007 2009 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Recuperable Probadas
  12. 12. Contenido 1. 1 Marco Institucional 2. Exploración 3. 3 Producción d gas P d ió de 4. Reservas de gas 5. Potencial 6. Estrategia de adición de reservas 7. Conclusiones 12
  13. 13. Producción gas Promedio Anual (Mpcd) Producción Mensual (Mpcd) 1.200 1.100 1.079  1 079 1.057 Ene-10 1.119  1.050 1.100 1.043  1.041  1.012  1.016  1 016 1.000 990  990 1.000 982  980  974  950 930  900 915  874  900 880  876  800 865  857  840  841  862  850 827  836  730  829  700 815  680  796  814  800 648  782  597  603  615  600 575  578  750 500 700 dic‐07 abr‐08 ago‐08 dic‐08 abr‐09 ago‐09 dic‐09 13
  14. 14. Nuevos campos descubiertos de gas desde la creación de la ANH (a marzo 2010) Potencial de producción (kpcd) p ( p ) 5 4 3 3 3 2 3 1 2 1 1 1 0 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
  15. 15. Contenido 1. 1 Marco Institucional 2. Exploración 3. 3 Producción d gas P d ió de 4. Reservas de gas 5. Potencial 6. Estrategia de adición de reservas 7. Conclusiones 15
  16. 16. Reservas y recursos por cuenca (Gpc) a 31 de diciembre de 2009 (dato preliminar) POSIBLES BASIN PROBADAS PROBABLES TOTAL EN PROSPECTIVAS TOTAL EVALUACIÓN 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 3.828 3 828 4.268 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 Nota: las reservas probables y posibles son estimativos de la ANH 16
  17. 17. Contenido 1. 1 Marco Institucional 2. Exploración 3. 3 Producción P d ió 4. Reservas de gas 5. Potencial 6. Estrategia de adición de reservas 7. Conclusiones 17
  18. 18. Potencial de recursos de Gas Escenario Bajo (Gpc) BAJO Gpc Cuenca (Gpc) VIM 1.636  2,000 Guajira/Sinú Offshore / 1.288  VMM 650  VSM 502  1,500 Colombia 285  Tumaco Offshore 285  u aco Tumaco  285  85 Chocó Offshore 285  1,000 Chocó  285  Vaupés‐Amazonas 285  Sinú‐San Jacinto 282  Catatumbo 262  500 Caguán‐Putumayo C á P t 218  218 Guajira 171  Llanos Orientales 171  Cesar‐Ranchería 97  0 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 Jacinto Pacífico (1.140 Gpc): Pacífico (1 140 Gpc): Tumaco, Choco, Tumaco Offshore y Choco Offshore  Tumaco Choco Tumaco Offshore y Choco Offshore Fuente: IHS, 2008.  18
  19. 19. Potencial de recursos de Gas Escenario Alto (Gpc) Gpc ALTO Cuenca (Gpc) Guajira/Sinú Offshore6 369.998  400,000 Cesar‐Ranchería2 60.990  Sinú‐San Jacinto1 16.929  Guajira1 15.960  300,000 Llanos Orientales5 14.114  VMM1 8.664  VIM1 8.390  8 390 Chocó4 8.265  200,000 Vaupés‐Amazonas3 7.068  Cordillera Oriental1 5.780  Los Cayos1 5.700  100,000 Urabá1 4.560  Chocó Offshore3 4.549  Tumaco3 3.922  Tumaco Offshore3 3.523  0 Cauca‐Patía1 2.280  Catatumbo1 2.229  Caguán‐Putumayo1 Caguán Putumayo 1.881  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 Jacinto Pacífico (20.258 Gpc): Pacífico (20 258 Gpc): Tumaco, Choco, Tumaco Offshore y Choco Offshore  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, 2008 19
  20. 20. Gas metano asociado al carbón Se estima en 17.8 Tpc del total de gas in situ, de los cuales unos 7.5 Tpc podrían ser los volúmenes potencialmente recuperables Depósitos de carbón Potencial de gas metano asociado al carbón Carbón Volúmenes Total in situ Gas in Región explotable in potenciales (G tm) situ(Tpc) situ (G tm) (Tpc) Guajira 4.5 13.6 4.8 2.4 Cesar 6.6 19.7 6.9 3.4 Córdoba 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 0.8 Boyacá 1.7 5.2 1.8 0.9 Santander 0.5 1.4 0.5 - Norte de Santander 0.8 2.4 0.8 - Total potencial p 17.0 51.0 17.8 7.5 20 Fuente: Arthur D. Little Inc.
  21. 21. Gas Shale El potencial se ha estimado en aproximadamente 32 Tpc de volúmenes recuperables Depósitos de shale gas Potencial de shale gas Espesor Gas Volúmenes Área Cuenca neto in situ potenciales (km2) (metros) (Tpc) (Tpc) 1.Magdalena Medio 7,500 100 289.5 29.0 3 2.Cordillera Oriental 2 C dill Oi t l 500 100 19.3 1.9 3.Cesar Ranchería 200 100 7.72 0.8 Total Shale Gas 8,200 316.5 31.7 1 2 Un potencial adicional de magnitud similar a la de la cuenca del Valle Medio del Magdalena puede presentarse en la Cordillera Oriental / cuenca Bogotá, pero no existen estudios geoquímicos disponibles que confirmen dicha hipótesis Shale gas deposit 21 Fuente: Arthur D. Little Inc.
  22. 22. Tight gas El análisis preliminar del potencial se estima al menos en 1.2 Tpc Depósitos de tight gas Potencial de tight gas Gas Espesor Volumen Volumen Área in Región Gross neto potencial (km2) situ (metros) (acre-pie) (Tpc) (Tpc) Cordillera Oriental/ 4,000 200 648,570,555 28.3 1.2 Magdalena Medio Total Potencial 4,000 648,570,555 28.3 1.2 Tight Gas Potencial adicional puede existir en las cuencas de Cordillera Oriental / Valle Medio del Magdalena pero no hay estudios geoquímicos Magdalena, disponibles que confirmen esta hipótesis Tight g p g gas potential 22 Fuente: Arthur D. Little Inc.
  23. 23. Hidratos de gas Se estima aproximadamente un volumen potencial de 430 TPC de gas in situ Depósitos de hidratos de gas Potencial de hidratos de gas Contenido de Espesor Gas Gas in Área Cuencas neto (m3 natural situ (k 2) (km (metros) gas/ m3 (Tpc) hydrate) Caribe 37,500 1 164 217.1 Pacífico 37,500 1 164 217.1 Total Potencial de 75,000 434.2 Hidratos de Gas No hay tecnología comercial de explotación 23 Fuente: Arthur D. Little Inc.
  24. 24. Contenido 1. 1 Marco Institucional 2. Exploración 3. 3 Producción P d ió 4. Reservas de gas 5. Potencial 6. Estrategia de adición de reservas 7. Conclusiones 24
  25. 25. Lógica del plan de inversiones Métodos remotos Métodos de superficie Imágenes del subsuelo Análisis y muestreo del subsuelo Integración y modelamiento RONDA 1 2 3 4 5 DE A B DESCUBRIMIENTO DE NEGOCIOS HIDROCARBUROS Tipos de estudios COMPAÑÍAS ANH PETROLERAS Conocimiento geológico de las cuencas Identificación de prospectos
  26. 26. 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 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
  27. 27. Proyectos ANH – por ejecutar PROYECTOS A EJECUTAR ANH Sísmica proyectada ( ! Pozos Slim Holes Cauca Patia ! . Pozo Estratigráfico - Slim Hole ( ! Pozo Estratigráfico ! Estudio Multidisciplinario de Núcleos Cartografía Geológica
  28. 28. Ronda 2010 Área (Ha) No de bloques 6.055.158 6 055 158 141 8.459.046 31 33.253.683 56 47.767.887 228 Sísmica Actividad Histórica No  de pozos (Km) Tipo 1 E&P Minironda 269 33.174 Tipo 2 E&P Cuencas con nueva 147 24.041 prospectividad Tipo 3 TEAS* Especiales 50 11.225 Total 466 68.440 68 440 *TEA: Contrato de Evaluación Técnica
  29. 29. Contenido 1. 1 Marco Institucional 2. Exploración 3. 3 Producción P d ió 4. Reservas de gas 5. Potencial 6. Estrategia de adición de reservas 7. Conclusiones 29
  30. 30. Conclusiones • Una geología prolífica • Un buen entorno empresarial • Un marco institucional adecuado • Un contrato competitivo y justo • Rondas competitivas • Continúa la estabilidad en el sector
  31. 31. Muchas Gracias ! www.anh.gov.co
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