ANH - Informe técnico final - Proyecto de desarrollo de crudos pesados

TABLA DE CONTENIDO

CAPITULO 1. INTRODUCCION

CAPITULO 2. RESUMEN EJECUTIVO

CAPITULO 3. FUENTES DE INFORMACION

CAPITULO 4. INFORMACION CONTENIDA EN EL PROYECTO

CAPITULO 5. GEOLOGIA Y GEOFISICA

CAPITULO 6. INGENIERIA DE YACIMIENTOS Y PRODUCCION

CAPITULO 7. CONTENIDO DE LAS BASES DE DATOS CAPITULO

CAPITULO 8. POTENCIAL EXPLORATORIO

CAPITULO 9. AREAS DISPONIBLES

ANEXOS

BIBLIOGRAFIAPROYECTO

DESARROLLO DE CRUDOS PESADOS

INFORME TECNICO FINAL

CAPITULO 1

INTRODUCCION

MARZO 2008

LANDMARKTABLA DE CONTENIDO

Pag.

1. INTRODUCCION .......................................................................................................1-3 1.1 Resumen 2006 ....................................................................................................1-3 1.2 Resumen Contrato 2007 ....................................................................................1-4 1.3 Entregables 2007................................................................................................1-5 1.4. Cronograma de Trabajo 2007...........................................................................1-9 1.5. Recursos Utilizados: Personal, equipos, software ........................................1-9 1.5.1 Personal .......................................................................................................1-9 1.5.2 Equipos......................................................................................................1-11 1.5.3 Software .....................................................................................................1-12

INDICE DE FIGURAS

Pag.

FIGURA 1.1. ÁREA DE ESTUDIO 2006 ...............................................................................1-3

FIGURA 1.3. CRONOGRAMA DE TRABAJO.........................................................................1-9

INDICE DE FIGURAS

Pag.

FIGURA 1.1. ÁREA DE ESTUDIO 2006 ...............................................................................1-3

FIGURA 1.3. CRONOGRAMA DE TRABAJO.........................................................................1-9

1-21. INTRODUCCION

1.1 Resumen 2006

Durante el 2006 se desarrolló la primer a fase del Proyecto de Crudos Pesados en Los Llanos Orientales de Colombia con el “Estudio integral que permita calcular reservas probadas y probables sustentables para crudos con gravedades menores o iguales a 20 ° API en la cuenca de los Llanos Orientales” elaborado por el equipo de trabajo de Halliburton, Landmark, y coordinado por el geólogo Héctor Mario Vargas.

El estudio se enfocó en un área de aproximadamente 150.000 km2 (Figura 1.1.).

Figura 1.1. Área de estudio 2006 (marcada por el polígono en rojo) 1-3En este proyecto se estimaron las reservas probadas y probables de las unidades potencialmente almacenadas en toda la cuenca y se incluyeron los campos existentes. Finalmente se interpre taron plays de diferentes tipos, tales como:

• Plays Estructurales: Trampas asociadas a fallas transpresionales y trampas asociadas a fallas antitéticas. • Plays Estratigráficos : Acuñamiento de las unidades estratigráficas y canales fluviales. • Plays Combinados: Estructural combinado con hidrodinamismo. • Paleozoico: Se identificó un potencial explor atorio en el paleozoico que hoy en día esta siendo probado por algunas compañías.

canales fluviales. • Plays Combinados: Estructural combinado con hidrodinamismo. • Paleozoico: Se identificó un potencial explor atorio en el paleozoico que hoy en día esta siendo probado por algunas compañías.

1.2 Resumen Contrato 2007

Para esta segunda fase del proyecto de Desarrollo de Crudos Pesados, la ANH ha contratado los servicios de Halliburton, a través del Contrato de Consultoría No. ANH-FEN 01-03/2007 con los siguientes objetivos:

1. Dar soporte técnico en la definición de los Bloques que se van a ofrecer.

2. Adicionar Información del bloque Caño Sur en poder de la ANH.

3. Compilar la información que muestra el potencial exploratorio, los datos de ingeniería de yacimient os e ingeniería de producción e infraestructura del área especial.

4. Soportar la preparación del conteni do técnico de los folletos a ser distribuidos entre las empresas estratégicas potenciales. 1-45. Soportar la elaboración del conten ido técnico de los afiches que resuman el potencial y el grado de atractividad de cada bloque.

6. Acompañar técnicamente los data room que se programen para el proceso y la due diligencie que requieran las empresas estratégicas interesadas.

Este contrato se ha dividido en cuatro fases, así:

• Fase I. Análisis de información disponible y adicional • Fase II. Definición de la Estrategia • Fase III. Preparación de la Ronda • Fase IV. Acompañamiento durante la Ronda

Cada fase tiene unos entr egables acordados entre las partes que se resumen a continuación:

1.3 Entregables 2007

Fase I

• Fase IV. Acompañamiento durante la Ronda

Cada fase tiene unos entr egables acordados entre las partes que se resumen a continuación:

1.3 Entregables 2007

Fase I

Informe que contenga:

1. Revisión del cronograma y alcance del proyecto.

2. Evaluación del “Estudio integral que permita calcular las reservas probadas y probables sustentables para crudos con gravedad menores o iguales a 20 API en la Cuenca de los Llanos Orientales” presentado por Halliburton en noviembre de 2006. 1-53. Evaluación de la historia de pr oducción de los campos existentes incluyendo: OIIP, reservas, historia de producción y calidad de fluidos.

4. Evaluación de la infraestructura existente incluyendo: comunicaciones, vías de acceso, geografía, clima, aeropuertos, ciudades, comunidades principales, facilidades de almacenamiento, producción y transporte.

5. Presentación y acompañamiento té cnico de la etapa precomercial.

Fase II

1. Evaluación de la información disponibl e en la ANH para este proceso e incorporación de la información relati va al bloque Caño Sur y las cinco líneas sísmicas adquiridas en el 2005. Identificación de los plays/leads en áreas nuevas que tenga la ANH (B loque Caño Sur), incluyendo interpretación sísmica, evaluación petrofísica, mapeo y cálculos volumétricos.

2. Reevaluación de los volumétricos en los plays/leads identificados incluyendo OIIP, factor de recobro típ ico y potencial de reservas (casos P10, P50 y P90), tomando en cuenta las áreas recientemente incorporadas.

2. Reevaluación de los volumétricos en los plays/leads identificados incluyendo OIIP, factor de recobro típ ico y potencial de reservas (casos P10, P50 y P90), tomando en cuenta las áreas recientemente incorporadas.

3. Inversiones requeridas incluyen do: vías de acceso, adquisición de información, procesamiento e interp retación, perforación de pozos e instalaciones de producción temprana.

4. Taller de presentación a la FEN y a la ANH incluyendo: potencial exploratorio, reservas esperadas, infr aestructura, inversiones requeridas, revisión de bloques o áreas y alte rnativas de promoción (ronda, negociación directa, descarte u otras). 1-65. Identificación de los Fa ctores críticos de éxito para utilizar en la redefinición de los bloques exploratorios considerando: bases de datos de Geología, geofísica, yacimientos, producción, geografía, topografía, cultura, población, actividades come rciales, etc. Geología del bloque, estructuras identificadas (leads), campos existentes que comprueban el potencial de hidrocarburos , otras evidencias de hidrocarburos, tales como manaderos de hidrocarburos, geoquími ca, etc. Infraestructura física existente en vías de acceso, comunicaciones, aeropuertos, puertos fluviales, ciudades y poblaciones y sistemas de transporte de hidrocarburos.

6. Redefinición de los bloques explor atorios a incluir en el proceso.

7. Información y evaluación de cada bl oque, considerando: Bases de datos de geología, geofísica, yacimientos, producción, geografía, topografía, cultura, población, actividades comerciales, etc. Geología del bloque,

7. Información y evaluación de cada bl oque, considerando: Bases de datos de geología, geofísica, yacimientos, producción, geografía, topografía, cultura, población, actividades comerciales, etc. Geología del bloque, estructuras identificadas (leads) en c ada bloque, campos existentes que comprueban el potencial de hidrocarburos en la vecindad de cada bloque, incluyendo historia de producción, reservas, mecanismos de producción, etc. Otras evidencias de hidrocarburos tales como manaderos de hidrocarburos, geoquímica, etc. Por bloque, infraestructura física existente para cada bloque en vías de a cceso, comunicaciones, aeropuertos, puertos fluviales, ciudades y poblaciones y sistemas de transporte de hidrocarburos, compañías operadoras en el área, volúmenes potenciales en cada bloque, recomendaciones de estudios y/o adquisición de información y/o de la infraestructura requerida y/o de las inversiones a realizar en cada bloque.

1-7Fase III

1. Soporte en la elaboración de cartilla s y folletos con el siguiente contenido preliminar: • Soporte para la elaboración de afiches por bloque que ilustren la infraestructura existente en el área, su potencial exploratorio y las condiciones propicias para una campaña de exploración y desarrollo de hidrocarburos. • Preparación de cuarto de datos (data room) mediante dos frentes simultáneos que incluyan 1) Diseño e implementación de una solución interactiva en ambiente web y 2) la visualización presencial de la información en los data room previstos para el proceso.

2. Actualización del CD multimedia con la información por bloque.

Fase IV

solución interactiva en ambiente web y 2) la visualización presencial de la información en los data room previstos para el proceso.

2. Actualización del CD multimedia con la información por bloque.

Fase IV

1. El consultor prestará el apoyo técnico requerido en los data room y las due diligence mediante el equipo de prof esionales que se indica a continuación: un gerente de proyecto , un experto en definición y evaluación de áreas exploratorias, un ingeniero de yacimientos senior, un geólogo senior, un geólogo asistente y un ingeniero asistente.

2. Informe final sobre la ejecución del contrato. Los informes mencionados deben ser aprobados por el supervisor del contrato designado por la ANH para dar por terminado el contrato.

1-81.4. Cronograma de Trabajo 2007

El proyecto comenzó el 25 de octubre de 2007 y terminó el 25 de marzo de

2008. Su duración fue de aproximadament e 109 días y en la Figura 1.2 se observa la distribución de cada una de las fases.

Figura 1.2 Cronograma de Trabajo.

1.5. Recursos Utilizados: Personal, equipos, software

1.5.1 Personal

El contrato de Consultaría No. ANH-FEN 01-03/2007 suscrito entre la Financiera Eléctrica Nacional S.A. y Ha lliburton Latin Am erica S.A. establ eció un equipo conformado por:

1. Gerente del Proyecto

2. Project Office Asignación parcial

3. Geólogo Senior

1-94. Geólogo Asistente

5. Diseñador Gráfico Asignación parcial

1. Gerente del Proyecto

2. Project Office Asignación parcial

3. Geólogo Senior

1-94. Geólogo Asistente

5. Diseñador Gráfico Asignación parcial

6. Ingeniero de Producción Sr

7. Ingeniero Asistente

Una de las ventajas competitivas que identifica a Halliburton es tener un grupo de técnicos consultores locales e in ternacionales que respaldan todos los proyectos técnicos que contrate la compañía con sus clientes. Es por eso que en este proyecto se aseguraron los recursos contratados y se asignaron al proyecto otros profesionales en las fases que se necesitaron. Finalmente el equipo de trabajo estuvo conformado por las siguientes personas:

1. Gerente del Proyecto Jaime Pavas

2. Project Office Carolina López

3. Geólogo Senior Octavio Luna

4. Geólogo Senior Héctor Mario Vargas (Data room)

5. Geólogo Senior Tito Hernández (Data room)

6. Geólogo Intérprete María Helena Rebolledo

1-107. Geólogo Intérprete Héctor Darío Pérez

8. Geólogo Intérprete Anderson Peña

9. Diseñadora Gráfica Luisa Martínez

10. Ingeniero de Producción Sr Luis Palacio

11. Ingeniero de Petróleos Natalia Cárdenas

12. Ingeniero de Petróleos Luis Carlos Romero (Informe Final)

13. Diseñador de Base de Datos Ferney Fuentes

14. Diseñador de Base de Datos Fernando Sánchez (Asesor)

15. Edición de Mapas y Secciones Luz Amanda Díaz (Informe Final)

1.5.2 Equipos

13. Diseñador de Base de Datos Ferney Fuentes

14. Diseñador de Base de Datos Fernando Sánchez (Asesor)

15. Edición de Mapas y Secciones Luz Amanda Díaz (Informe Final)

1.5.2 Equipos

El equipo de trabajo contó con el siguiente Hardware:

3 Estaciones de Trabajo para interpretación sísmica

6 Computadores portátiles

1-111 Plotter

2 Impresoras a color

2 Proyectores de diapositivas

2 Estaciones de trabajo en el piso 6 de la FEN

6 Líneas telefónicas

1 Fax

3 Discos Duros de 500 Gb

1.5.3 Software

Se instalaron todas las licencias requeridas por el equipo de trabajo, tales como:

• Microsoft Office 2000

• Microsoft Project

• Geographix

• Open Works

• Microsoft Access 2003

1-12• Flash

• Adobe Illustrator

• Photoshop

1-13PROYECTO

DESARROLLO DE CRUDOS PESADOS

INFORME TECNICO FINAL

CAPITULO 2

RESUMEN EJECUTIVO

MARZO 2008

LANDMARKTABLA DE CONTENIDO

Pag.

2. RESUMEN EJECUTIVO............................................................................................2-3 2.1. Metodología de trabajo.....................................................................................2-3 2.2 Información interpretada...................................................................................2-5 2.3 Potencial exploratorio .......................................................................................2-5 2.4. Conclusiones y recomendaciones ..................................................................2-8

2.3 Potencial exploratorio .......................................................................................2-5 2.4. Conclusiones y recomendaciones ..................................................................2-8

2-22. RESUMEN EJECUTIVO

2.1. Metodología de trabajo

El Proyecto de Desarrollo de Crudos Pe sados (DCP) conducido por Halliburton para la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, se basó en la metodología de Trabajo en Equipo de Halliburton y baj o los fundamentos de la Gerencia de Proyectos del “Project Management Institute” consignada en las guías del “PM Book”.

Todo el proceso de consultoría Técnica fue coordinado por el Geólogo Consultor Senior Jaime Pavas y tuvo el apoyo de 14 personas distribuidos así:

™ Seis Geólogos

™ Tres Ingenieros de petróleos

™ Una diseñadora gráfica

™ Dos diseñadores de bases de datos

™ Un asistente para edición de mapas y secciones

™ Una asistente de oficina

2-3En la Primera Fase el equi po se concentró en recopilar información del área de interés exploratoria de la ANH en unas 12 empresas del gobierno Colombiano encargadas de administrar la información técnica relacionada con la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia.

Al final de esta fase se preparó un backup del proyecto, excluyendo toda la información clasificada como confidencial por la ANH, para vender a los clientes interesados en el área.

La segunda fase se concentró en seleccionar la información más importante dentro del área disponible de la ANH y de interpretarla para poder establecer el

información clasificada como confidencial por la ANH, para vender a los clientes interesados en el área.

La segunda fase se concentró en seleccionar la información más importante dentro del área disponible de la ANH y de interpretarla para poder establecer el potencial de recursos exploratorios de lo s bloques diseñados por la ANH, tanto para el sector oriental como para el occidental.

En la tercera Fase se prepararon los “data room” programados por la ANH. Adicionalmente, Halliburt on participó en las presentac iones promocionales del Oil and Gas en Cartagena, del 27 de octubr e del 2007 y 23 de enero de 2008 para la ronda de crudos pesados y del 14 de marzo para iniciar el proceso de Ronda Colombia.

En la cuarta fase Halliburton coordinó el data room de tres semanas en Bogotá entre el 18 de febrero y el 7 de marzo de 2008 y participará en los data room de Houston y Londres entre el 24 y 28 y de marzo y el 31 de marzo y 4 de abril respectivamente.

2-42.2 Información interpretada

Para evaluar el potencial exploratorio del área especi al Halliburton interpretó unos 8.300 km de sísmica entre el proyecto realizado en el 2006 y el proyecto desarrollado entre octubre de 2007 y marzo de 2008.

También se utilizó la información petrofísica de unos 36 pozos ubicados en cercanías de las áreas prospectivas identificadas y se tuvo en cuenta toda la información de infraestructura civil y petrolera recolectada.

Producto de esta interpretación se elaboraron los mapas de distribución areal de las formaciones potencialmente productoras y mapas estructurales para algunas de estas unidades que determinaron lo s mapas de áreas potencialmente

información de infraestructura civil y petrolera recolectada.

Producto de esta interpretación se elaboraron los mapas de distribución areal de las formaciones potencialmente productoras y mapas estructurales para algunas de estas unidades que determinaron lo s mapas de áreas potencialmente exploratorias. También se elaboraron tres secciones estratigráficas regionales al Norte, Centro y Sur del área especial.

2.3 Potencial exploratorio

Como resultado del trabajo realizado por el equipo de Hal liburton-Landmark se encontraron unas 40 áreas prospectivas que dan como resultado las siguientes cifras:

2-5Área total de oportunidades exploratorias

Las cuarenta áreas prospectivas interpre tadas se estimaron en las siguientes unidades de acres y hectáreas:

1.750.734 Acres 708.497 hectáreas P10 Caso Mínimo 8.695.432 Acres 3.518.916 hectáreas P50 Caso Medio 16.877.416 Acres 6.830.048 hectáreas P90 Caso Máximo

Recursos exploratorios (STOIIP) sin riesgar

Para las 40 áreas potencialmente productoras de hidrocarburos se estimaron los siguientes volúmenes:

390.746 MMBBLS P10

914.915 MMBBLS P50

1.702.392 MMBBLS P90

Riesgo geológico

Para estimar el riesgo geológico se utilizó la siguiente ecuación:

POS = Probabilidad (Estructura) + Probabilidad de (Reservo rio) + Probabilidad de (Sello) + Probabilidad (Carga).

El riesgo geológico se estimó en un 15% aproximadament e, variando entre un

POS = Probabilidad (Estructura) + Probabilidad de (Reservo rio) + Probabilidad de (Sello) + Probabilidad (Carga).

El riesgo geológico se estimó en un 15% aproximadament e, variando entre un 7% y un 27% y se calculó para cada uno de los 40 leads.

2-6Recursos exploratorios riesgados

Teniendo en cuenta el riesgo geológico estimado se determinaron los siguientes volúmenes:

54.044 MMBBLS P10

122.057 MMBBLS P50

222.203 MMBBLS P90

Potencial EUR (aplicando Factor de Recobro Probabilístico)

Aunque Halliburton piensa q ue cada compañía debe hacer sus propios cálculos tanto del recurso exploratorio y como de los recursos riesgados y el potencial de reservas, también se hizo una estimación de los recursos exploratorios después de aplicar un factor de re cobro probabilístico para ca da oportunidad que varía entre el 6% y el 47%, con un valor más probable del 12%.

Así, se estimaron los siguientes volúmenes:

8.760 MMBBLS P10

22.927 MMBBLS P50

57.850 MMBBLS P90.

2-72.4. Conclusiones y recomendaciones

• El estudio concluye que esta es un área altamente prospectiva que ha sido exitosamente probada con los 135 campos productores que hoy en día producen unos 350.000 BOPD en el área de los Llanos Orientales.

• El área se ha dividido en ocho bloques para el sector oriental y 17 para el sector occidental. Ambas áreas present an un gran interés exploratorio

día producen unos 350.000 BOPD en el área de los Llanos Orientales.

• El área se ha dividido en ocho bloques para el sector oriental y 17 para el sector occidental. Ambas áreas present an un gran interés exploratorio debido a las evidencias que presentan las áreas y a su vecindad con las cuencas de Venezuela.

• Se reconoce que el sector oriental se está desarrollando como un área potencialmente productora de crudos pesados cuyas manifestaciones han sido reportadas en varios pozos expl oratorios, donde se requieren unas inversiones en adquisición de información e infraestructura y que representa un reto importante par a el gobierno Colombiano, para ECOPETROL, la ANH y los inversionistas privados.

• El sector occidental se encuentra rodeado de varios campos productores y pozos exploratorios con manifestaciones de hidrocar buros y tiene una gran infraestructura civil y petrolera.

• Aunque el basamento parece aflorar hacia el extremo oriental de la cuenca, es muy importante adquirir información que permita cartografiar con un mejor grado de confiabilidad el basamento y evaluar qué nuevos prospectos exploratorios pueden resultar entre el campo Rubiales y el borde de la cuenca, debido a que es posible que se puedan encontrar 2-8nuevas estructuras en la medida qu e se adquiera nueva información hacia el sector oriental.

• Halliburton ha basado todas sus in terpretaciones en la información sísmica y de pozos suministrada por la ANH. Cualquier información adicional que no se haya incluido en este proyecto debe solicitarse directamente a la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

• Toda la información confidencial que fue excluida de la base de datos fue

adicional que no se haya incluido en este proyecto debe solicitarse directamente a la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

• Toda la información confidencial que fue excluida de la base de datos fue seleccionada por la ANH. En algunos mapas e í ndices se dejaron los títulos de la información borrada con el objetivo de que los clientes puedan identificar que el área tiene in formación adquirida y que no se incluyó en el disco por considerarse confidencial.

• Todo el software utilizado para la c onstrucción de la base de datos, para la interpretación y para la edició n de las figuras que soportan la interpretación es propiedad de Halliburton. Para facilitar su evaluación Halliburton ha generado unos backups del proyecto en Geographix y en Openworks, autorizados por la ANH y eliminando previamente la información confidencial. Estos backups están siendo dist ribuidos por la ANH para las compañías que tengan plataforma Halliburton.

2-9PROYECTO

DESARROLLO DE CRUDOS PESADOS

INFORME TECNICO FINAL

CAPITULO 3

FUENTES DE INFORMACIÓN

MARZO 2008

LANDMARKTABLA DE CONTENIDO

3. FUENTES DE INFORMACIÓN ..............................................................................3-3 3.1 Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH – Exploration and Production Information Service EPIS ........................................................................................3-3 3.2 Ministerio de Minas y Energía - Subdirección Nacional de Hidrocarburos..3-4 3.3 Ministerio de Transporte – Instituto Nacional de Vías INVIAS.......................3-5 3.4 ECOPETROL - Vicepresidencia de Exploración .............................................3-5 3.5 Ingeominas .........................................................................................................3-5

3.3 Ministerio de Transporte – Instituto Nacional de Vías INVIAS.......................3-5 3.4 ECOPETROL - Vicepresidencia de Exploración .............................................3-5 3.5 Ingeominas .........................................................................................................3-5 3.6 Instituto Geográfico Agustín Codazzi IGAC ....................................................3-6 3.7 Dirección Parques Nacionales Naturales de Colombia..................................3-6 3.8 Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales IDEAM.........3-6 3.9 Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET .......................3-7 3.10 Unidad de Planeación Minero Energética UPME ..........................................3-7 3.11 Aeronáutica Civil..............................................................................................3-7 3.12 Otras entidades consultadas ..........................................................................3-7

3-23. FUENTES DE INFORMACIÓN

Para el desarrollo del presente de proy ecto, en su fase inicial de búsqueda y recolección de Información, se consultar on las siguientes entidades, obteniendo de cada una de ellas la información relacionada.

3.1 Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH Exploration and Production Information Service EPIS

ƒ Información correspondiente a los contra tos de exploración y explotación:

1. Caño Sur Primera Fase
2. Caño Sur Segunda Fase iii. Caño Sur – Proyecto Desarrollo de Crudos Pesados ƒ Folleto geológico y petrofísico Hadas 1. ƒ Aerogravimetría Área Llanos ƒ Informe Ejecutivo Técnico anual 2005. Información complementaria. ƒ Mapas de Espesores y Petrofísica

ƒ Mapas Estructurales en Tiempo ƒ Mapas Estructurales en Profundidad

ƒ Informe Ejecutivo Técnico anual 2005. Información complementaria. ƒ Mapas de Espesores y Petrofísica ƒ Mapas Estructurales en Tiempo ƒ Mapas Estructurales en Profundidad ƒ Mapa de Líneas Sísmicas ƒ Mapas de Geoquímica ƒ Mapas de V.Shale ƒ Mapas de Oportunidades Exploratorias ƒ Mapas de Campos y de Pozos con Muestras de HC ƒ Mapas de Plays Exploratorios ƒ Mapas de Recursos de Hidrocarburos ƒ Mapa de Infraestructura ƒ Mapa de Bloques Exploratorios 3-3ƒ Mapa de Programas Sísmicos ƒ Mapa de Pozos Estratigráficos ƒ Columna Estratigráfica ƒ Secciones Estratigráficas ƒ Perfiles Petrofísicos ƒ Secciones Sísmicas Regionales ƒ Secciones Sísmicas Interpretadas ƒ Pósteres de Campos de Petróleo ƒ Pósteres de Plays Exploratorios ƒ Pósteres de Bloques Exploratorios ƒ Lista de Compañías Operadoras ƒ Tablas de Petrofísica ƒ Figuras de Geoquímica ƒ Tablas de Geoquímica ƒ Coordenadas de los pozos y campos Cuenca Llanos

3.2 Ministerio de Minas y Energía Subdirección Nacional de Hidrocarburos

• Informes Técnicos Anuales de l 2006 de los campos actualmente productores de crudo pesado. • Información de los pozos que están dentro del área especial de la ANH, como Formas 4CR, 5CR, 6CR, 7CR, 10CR, Informes finales de pozos,

productores de crudo pesado. • Información de los pozos que están dentro del área especial de la ANH, como Formas 4CR, 5CR, 6CR, 7CR, 10CR, Informes finales de pozos, Registros Gráficos compuestos. • Formas 9SH de todos los campos presentes en la Cuenca Llanos.

3-43.3 Ministerio de Transporte – Instituto Nacional de Vías INVIAS

ƒ Mapas topográficos de detalle del área ƒ Mapas de la Red Vial de los departa mentos de Meta, Arauca y Casanare. ƒ Estudios técnicos del área

3.4 ECOPETROL - Vicepresidencia de Exploración

ƒ Líneas sísmicas y pozos perforados en área especial de los Llanos Orientales ƒ Pozos perforados en el área de Caño Sur ƒ Resultados de los pozos perforados de Caño Sur ƒ Información Geofísica adquirida en el área ƒ Datos de producción de los campos vecinos al área de Caño Sur ƒ Mapas geológicos de deta lle del área de Caño Sur ƒ Informe Técnico Anual de Caño Sur ƒ Infraestructura de almacenamient o y transporte de hidrocarburos

3.5 Ingeominas

ƒ Mapas Geológicos de detalle ƒ Descripción de Afloramientos ƒ Inventario de Manaderos de Hidrocarburos ƒ Mapas topográficos de detalle del área ƒ Estudios técnicos del área 3-53.6 Instituto Geográfico Agustín Codazzi IGAC

ƒ Mapas topográficos de detalle del área ƒ Mapa de cubrimiento de vías pavimentadas por departamento ƒ Mapa de Ríos y puertos fluviales del área Llanos

ƒ Mapas topográficos de detalle del área ƒ Mapa de cubrimiento de vías pavimentadas por departamento ƒ Mapa de Ríos y puertos fluviales del área Llanos ƒ Mapa de Etnias y Comunidades Indígenas del área Llanos ƒ Mapas de carreteras ƒ Mapa de división política de Ciudades y comunidades

3.7 Dirección Parques Nacionales Naturales de Colombia

ƒ Información digital de los polígonos del Sistema de Parques Naturales de Colombia

3.8 Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales IDEAM

ƒ Mapa de precipitación total anual en la Orinoquía ƒ Mapa de número de días con Lluvia en la Orinoquía ƒ Mapa de Clasificación c limática en la Orinoquía ƒ Mapa de Temperatura media anual en la Orinoquía ƒ Mapa de días de lluvia promedio en la Orinoquía ƒ Informe técnico Climatológico de Colombia

3-63.9 Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET

ƒ Datos de producción de petróleo y gas hasta Agosto de 2007 por Campo y por Cuenca ƒ Base de datos de pozos exploratorio s y de desarrollo perforados en 2006 y 2007 ƒ Resultados de los pozos perforados ƒ Base de datos de Gravedades API por Cuenca y Campo

3.10 Unidad de Planeación Minero Energética UPME

ƒ Mapa de red vial primaria por departamento ƒ Interconexión e infraestructura eléctrica en Colombia

3.11 Aeronáutica Civil

3.10 Unidad de Planeación Minero Energética UPME

ƒ Mapa de red vial primaria por departamento ƒ Interconexión e infraestructura eléctrica en Colombia

3.11 Aeronáutica Civil

ƒ Base de datos de Aeropuertos y Helipuertos localizados en los departamentos que conforman la Cuenca Llanos.

3.12 Otras entidades consultadas

Estamentos como el Comité de R egulación de Energía y Gas (CREG), la Dirección de Administración de Recursos de Comunicaciones y Comisión de Regulación de Telecomunicaciones (CRT) fueron consultadas sin obtener información requerida.

3-7PROYECTO

DESARROLLO DE CRUDOS PESADOS

INFORME TECNICO FINAL

CAPITULO 4

INFORMACION CONTENIDA EN EL PROYECTO

MARZO 2008

LANDMARKTABLA DE CONTENIDO

Pag.

4. INFORMACION CONTENIDA EN EL PROYECTO ..................................................4-5 4.1 Información Sísmica Disponible.......................................................................4-5 4.1.1 Detalle Proceso de Carga Líneas ANH 2005...........................................4-10 4.1.2 Reporte Carga de Datos Líneas ANH 2005 .............................................4-11 4.2 Información areogravimétrica y aeromagnetométrica .................................4-11 4.3 Pozos Perforados e Infor