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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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
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
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. 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. 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. 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. 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
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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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
