Informe final reservorios compartidos

Gaffney, Cline & Associates, Inc.
1300 Post Oak Blvd., Suite 1000
Houston, TX 77056
Telephone: +1 713 850 9955
www.gaffney-cline.com
CG/CAS/C2108.00/gcaba2043
YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011
13 de Abril de 2012
Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
Bloque VPACF - Av. Grigotá Esquina Calle Regimiento Lanza
Santa Cruz – Bolivia
Evaluación Técnica de la Extensión y Conectividad de los Reservorios en el
Área Margarita-Huacaya ubicado en el bloque Caipipendi
INFORME FINAL
RESERVORIOS COMPARTIDOS
De nuestra consideración:
Gaffney, Cline & Associates (GCA) realizó la evaluación técnica de la extensión y
conectividad de los reservorios productores del área Margarita-Huacaya presentando a
continuación un informe final con los resultados a los que se ha podido llegar luego de haber
completado la revisión y validación de los datos e información existente, la visita de campo,
análisis y evaluación de la información proporcionada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB)
Así mismo se realizó la georeferenciación del área y el cálculo factores de distribución
para los departamentos de Tarija y Chuquisaca en Margarita- en el reservorio compartido H1b,
en base a los Volúmenes de Hidrocarburos in Situ.
Confiamos en que el mismo responda a sus necesidades y les solicitamos que, ante
cualquier pregunta o aclaración que consideren necesaria, no duden en contactarse con
nosotros a cesar.guzzetti@gaffney-cline.com.
Aprovecho para saludarlo a usted muy atentamente.
Gaffney, Cline & Associates
Cesar E. Guzzetti
Gerente General
Región Cono Sur de América Latina
Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com

Houston, TX 77056
Telephone: +1 713 850 9955
INFORME FINAL
RESERVORIOS COMPARTIDOS
Evaluación Técnica de la Extensión y Conectividad de los
Reservorios en el área Margarita-Huacaya ubicado en el
bloque Caipipendi
Preparado para
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)
13 de Abril de 2012
CONFIDENCIAL
Este documento contiene información propietaria y confidencial que no podrá, sin el permiso expreso por
escrito de Gaffney, Cline & Associates, ser entregado a un tercero en cualquier forma, ni reproducido, ni
utilizado para ningún propósito, excepto aquellos para los que se destina, y deben ser devueltos a
petición o destruidos en caso de distribución errónea

Houston, TX 77056
Telephone: +1 713 850 9955
APROBACION Y DISTRIBUCION DE DOCUMENTO
Copias: Cliente (5 Ejemplares)
Electrónico (3 Discos Compactos)
Proyecto No: C2108.00 / YPFB – CE CCO 018 VPACF 2011
Preparado para: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)
Este reporte fue aprobado por el siguiente personal de Gaffney, Cline & Associates (GCA):
Gerente de Proyecto Firma Fecha
Cesar E. Guzzetti
Gerente General 13 de Abril de 2012
GCA Cono Sur de América Latina
Revisado por
Rawdon Seager
Líder Ingeniería de Reservorios 13 de Abril de 2012
GCA

CONTENIDO
INTRODUCCION ...................................................................................................................... 1
CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 2
RECOMENDACIONES............................................................................................................. 2
DISCUSION .............................................................................................................................. 3
1. HISTORIA DEL CAMPO ................................................................................................... 3
2. MARCO GEOLOGICO REGIONAL .................................................................................. 4
3. RECURSOS Y METODOLOGIA ....................................................................................... 6
4. INFORMACION DISPONIBLE .......................................................................................... 8
5. CONECTIVIDAD DE RESERVORIOS EN MARGARITA-HUACAYA.............................. 8
6. LINEAMIENTOS LEGALES APLICABLE.......................................................................14
7. INFORMACION VALIDADA.............................................................................................16
8. INSPECCION DE CAMPO ...............................................................................................18
9. EXTENSION Y RELACION DEL AREA MARGARITA-HUACAYA ................................19
10. UBICACIÓN GEOGRAFICA AREA MARGARITA-HUACAYA...................................22
11. GEOREFERENCIACION ..............................................................................................24
12. FACTOR DE DISTRIBUCION - PARTICIPACIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS ..................26

1
INTRODUCCION
Gaffney, Cline & Associates (GCA) ha sido contratado por Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos (YPFB) con la finalidad de definir la extensión y determinar la existencia o
no de conectividad de los reservorios productores de hidrocarburos de los campos Margarita y
Huacaya. De confirmarse la existencia de conectividad, se realizara la georeferenciación de los
reservorios productores que son compartidos entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca y
se calculará el Factor de Distribución para cada Departamento.
A continuación se presenta Informe Final “Reservorios Compartidos” en base a los
estudios presentados en el Informe de Extensión y Conectividad, Informe de Geo
referenciación y el Informe de Factor de Distribución de acuerdo a lo establecido en el
cronograma de trabajo.
YPFB obtendrá la aprobación previa por escrito o por correo electrónico de GCA
para el uso con terceros y el contexto del uso con terceros de cuales quiera resultados,
declaraciones u opiniones expresadas por GCA a YPFB, que se atribuyen a GCA. Este
requisito de aprobación deberá incluir, pero no se limitan a, declaraciones o referencias
en documentos de carácter público o semipúblico, como los acuerdos de préstamo,
folletos, reportes de reservas, sitios web, comunicados de prensa, etc.

2
CONCLUSIONES
En base a los datos que se tiene en la actualidad y tras la revisión y análisis de la información
existente, Gaffney, Cline & Associates concluye:
1. Existe suficiente soporte técnico que evidencia la conexión hidráulica del reservorio
Huamampampa H1b en el Campo Margarita-Huacaya
2. El reservorio Huamampampa H1b se extiende en el Campo Margarita - Huacaya,
siendo por tanto el reservorio Huamampampa penetrado por el pozo HCY-X1 la
extensión norte del reservorio H1b descubierta en Margarita. Por lo tanto para control y
seguimiento de reservas debe considerarse a este reservorio como una única unidad de
flujo.
3. Los factores de participación de los Departamentos en el reservorio compartido
Huamampampa H1b, en función del hidrocarburos in-situ o Gas Original en Sitio
(GOES) asociado a las reservas probadas (1P), reportados para el reservorio H1b, en la
última Certificación de Reservas de Bolivia realizada para YPFB por Ryder Scott al 31
de Diciembre de 2009 son:
TABLA 1: FACTOR DE DISTRIBUCIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS – RESERVORIO H1B
Bloque/Departamento 1P %
H1b – Chuquisaca 41.45
H1b – Tarija 58.55
4. Con respecto a los reservorios H1a y H2, no existe en este momento evidencia alguna
que permita indicar que existe la conectividad hidráulica en los mencionados reservorios
(H1a, H2) en Margarita-Huacaya, y los Departamentos de Tarija y Chuquisaca.
RECOMENDACIONES
1. Se recomienda realizar regularmente mediciones de producción relativa (ejemplo PLTs)
en aquellos pozos que posee producción conjunta („commingled‟) con otro(s)
reservorio(s).
2. La futura adquisición de información que se espera obtener a través de la perforación
de nuevos pozos, tanto en Tarija como en Chuquisaca, permitirá mejorar la
determinación de la extensión y continuidad de los reservorios H1a y H2 y reconfirmar lo
hallado en el reservorio H1B.

3
DISCUSION
1. HISTORIA DEL CAMPO
El área Margarita-Huacaya pertenece al bloque Caipipendi, ubicado entre los departamentos de
Tarija y Chuquisaca. A continuación se presenta un mapa ilustrativo de la ubicación geográfica
de los pozos perforados hasta la fecha, así como los campos y departamentos referidos.
FIGURA 1.1: UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ÁREA MARGARITA-HUACAYA
La actividad de perforación exploratoria en la zona se inició en 1999. Cuatro pozos fueron
perforados en campo Margarita: MGR-X1, MGR-X2,MGR- X3 y MGR-4, tres reservorios fueron
descubiertos en las areniscas del sistema Devonico: Huamampampa H1a, H1b y H2. En el
2007 otro pozo fue perforado en el bloque Huacaya X1, penetrando el reservorio H1b.
Los porcentajes de participación del Contrato de Operación Caipipendi para la explotación y
desarrollo del área están distribuidos de la siguiente manera: Repsol YPF (37.5%), BG Bolivia
(37.5%) y PAE (25%), siendo Repsol YPF el ente operador del contrato.

4
2. MARCO GEOLOGICO REGIONAL
La estratigrafía del área Margarita-Huacaya comprende sedimentos de edad Silurico a
Terciario, totalizando más de 10,000 m de sedimentos. Parte de la misma está expuesta en
superficie configurando los flancos de las estructuras anticlinales y otro tanto, se encuentra
formando el núcleo de los bloques bajos. Las Figuras 2.1 y 2.2 muestran el mapa geológico
general y la columna estratigráfica del área.
FIGURA 2.1: MAPA GEOLÓGICO DEL ÁREA
FIGURA 2.2: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL ÁREA
A A´
MAPA GEOLOGICO DE BOLIVIA

5
Las rocas más antiguas penetradas por los pozos son de edad Devónico, que es la secuencia
geológica donde se desarrolla el principal reservorio, las areniscas Huamampampa. El corte de
sección transversal (Figura 2.3) no muestra variaciones laterales importantes en litología y
espesor para la formación Huamampampa.
FIGURA 2.3: CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA FORMACIÓN HUAMAMPAMPA
La estratigrafía general del modelo está dividida en tres reservorios principales: H1a, H1b y H2,
siendo el H1b el reservorio principal de área Margarita-Huacaya. Estas unidades son
consideradas como reservorios naturalmente fracturados. La figura 2.4 muestra una sección
estructural esquemática del pozo MGR-X3 realizada a partir de la interpretación y análisis de
los datos sísmicos 2D y 3D.
FIGURA 2.4: SECCIÓN ESTRUCTURAL ESQUEMÁTICA

6
3. RECURSOS Y METODOLOGIA
La metodología y recursos empleados abarcaron la recopilación, revisión y análisis de los datos
e información sísmicos, geológicos, petrofísicos y de ingeniera de yacimientos.
Para la elaboración del informe de estudio de Extensión y Conectividad del Área Margarita –
Huacaya, se utilizó el siguiente software:
 Kingdom Suite
 Interactive Petrophysics
 PanSystem
 Petrel Suite
 MBal
 MS Office Suite
 Adobe Acrobat Reader
 Djvu Reader
El plan trabajo se dividió en las siguientes etapas/fases:
Revisión de Datos e Información. Completada el 15 de Marzo de 2012.
o Revisar y validar la información sísmica existente
o Revisar y validar la información petrofísica existente
o Revisar y validar contactos de agua- hidrocarburos
o Revisar y validar mapas isópacos y estructurales.
o Revisar y validar las estimaciones de hidrocarburos in situ de los distintos
reservorios productores.
o Revisar y validar a los datos de ensayos de presión realizados en los pozos
existentes, los ensayos de PVT de los fluidos producidos, los ensayos
cromatográficos disponibles y datos de prueba de interferencia.
La Revisión de Datos e Información fue completada el día 15 de Marzo de 2012 con la
realización de una presentación por parte de GCA en Santa Cruz de la Sierra – Bolivia sobre la
revisión de los datos e informaciones disponibles ante el equipo de trabajo de YPFB, el
presidente de YPFB Corporación, Lic. Carlos Villegas, el Ministro de Hidrocarburos, Ing. Juan
José Sosa y los representantes acreditados por los departamentos de Tarija y Chuquisaca.
Análisis e Ingeniera de Reservorios. Completada el 23 de Marzo de 2012
 Análisis y validación de información Petrofísica existente
 Inspección de Campo
 Análisis de la interpretación de los contactos de fluidos determinados
 Análisis de los Volúmenes de Roca
 Realizar un análisis de la prueba de interferencia, en base a los datos de ensayos de
presión realizadas en los pozos existentes, los mapas estructurales, los ensayos de
PVT de los fluidos producidos, y los ensayos cromatográficos disponibles.

7
 Análisis y verificación de la conectividad entre reservorios.
Se incluyó una visita al campo/área Margarita-Huacaya realizada el día 23 de Marzo.
Resultados Finales.
Una vez confirmada la extensión y conectividad del reservorio H1b del campo Margarita-
Huacaya, se realizaron las siguientes tareas:
 Preparación de un plano georeferenciado de los reservorios compartidos en el Campo
Margarita-Huacaya ubicados en el Bloque Caipipendi.
 Determinación de los Factores de Distribución para los departamentos de Tarija y
Chuquisaca en el campo Margarita-Huacaya, en base a los Volúmenes de
Hidrocarburos in Situ. GCA determinó el porcentaje de hidrocarburo que corresponde a
los departamentos de Tarija y Chuquisaca.
El cronograma de trabajo propuesto se presenta a continuación:
FIGURA 3.1: CRONOGRAMA DE TRABAJO PROPUESTO

8
4. INFORMACION DISPONIBLE
Para cumplir con el objetivo del presente estudio, YPFB proporciono la siguiente información:
 Datos, información y reportes de sísmica 2D y 3D
 Mapas estructurales en profundidad al tope de cada reservorio.
 Mapas isópacos e isócoros con espesores netos por yacimiento al tope de cada
reservorio.
 Limites estructurales de reservorio y polígonos de falla.
 Cortes estructurales a lo largo de la estructura, transversales y longitudinales
 Información sobre límites de hidrocarburos detectados en pozo
 Correlaciones estratigráficas y características sedimentológicas
 Estados de pozos y diagramas de mecánicos
 Registros eléctricos disponibles por pozo
 Modelo de propiedades petrofísicas
 Historia de presión por pozo y reservorio de fondo y superficie
 Estudios PVT por pozo-reservorio
 Pruebas e historia de producción
 Prueba de interferencia y análisis de la conectividad hidráulica
5. CONECTIVIDAD DE RESERVORIOS EN MARGARITA-HUACAYA
Para evaluar la conectividad de los reservorios productores, GCA revisó, analizó y evaluó las
pruebas y producción histórica de todos los pozos, la historia de presiones estáticas y
gradientes de presión, diagramas de completación de pozos, ensayos PVT y cromatografía de
fluidos, así como la prueba de interferencia realizada entre el pozo MGR-X3 y HCY-1.
5.1 Presión Estática y Gradientes de Presión
En la Figura 5.1 se observan los datos de presión estáticos obtenidos en el reservorio H1b, por
medio de los ensayos de presión DST, XPT y MDT realizados en los pozos. Como se puede
apreciar tanto la presión del pozo HCY-X1, como de MGR-X3 y MGR-4ST se alinean a lo largo
de la misma pendiente (gradiente), mostrando que los tres pozos están perforados el mismo
reservorio H1b.

9
FIGURA 5.1: PRESIÓN ESTÁTICA Y GRADIENTES DE PRESIÓN EN H1B
5.2 Cromatografía
Para el análisis de la cromatografía se revisaron y evaluaron las muestras de fluidos de los
Pozos MGR-X1, X3, MGR-4/ST y HCY-X1. En la Tabla 5.1 y Figura 5.2 se muestra la
composición de los fluidos recombinados correspondientes a estos pozos del área. Se puede
observar que la composición del fluido en el pozo Huacaya-X1 (HCY-X1) completado y probado
(DST) en el reservorio H1b presenta similares características a las muestras tomadas en el
reservorio H1b penetrado en Margarita por los pozos MGR-X3 y MGR-4ST.

10
TABLA 5.1: COMPOSICIÓN DE FLUIDO RECOMBINADOS POR POZO
Componente/Pozo
HCY-X1
%
MGR-4ST
%
MGR-X1
%
MGR-4
%
MGR-X3
%
N2 0.51 0.66 0.75 0.90 0.79
CO2 0.83 1.82 1.06 0.82 1.31
C1 86.56 77.93 86.24 86.04 86.50
C2 5.41 9.36 5.36 5.40 5.68
C3 2.16 3.43 2.14 1.98 1.79
iC4 0.46 0.72 0.45 0.45 0.39
nC4 0.76 1.09 0.75 0.70 0.61
iC5 0.36 0.56 0.36 0.38 0.33
nC5 0.30 0.45 0.32 0.32 0.27
C6 0.45 0.64 0.42 0.45 0.42
C7 0.46 0.45 0.23 0.35 0.43
C8 0.49 0.40 0.23 0.30 0.47
C9 0.29 0.28 0.16 0.23 0.30
C10+ 0.98 1.60 1.11 1.23 0.70

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FIGURA 5.2: CROMATOGRAFÍA DE FLUIDOS RECOMBINADOS
0.1
1.0
10.0
100.0
N2 CO2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7 C8 C9 C10+
Mole%
Componente
Cromatografia de Fluidos Recombinados
HCY-X1
MGR-4ST
MGR-X1
MGR-4
MGR-X3
MGR-4ST Datos PVT
Reservorio H2
Datos PVT
Reservorio H1b
Datos PVT
Reservorio H1a

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5.3 Prueba de Interferencia
Con el objeto de determinar la comunicación en la estructura Margarita-Huacaya se programó
en el año 2009 una prueba de producción DST en el pozo Huacaya-X1 (HCY-X1) en el
reservorio H1b, y se procedió a instalar a principios de Junio del 2009 sensores („Memory
Gauges‟) de presión y temperatura para determinar la conectividad con el pozo MGR-X3 a nivel
del reservorio H1b.
La Figura 5.3 presenta la Correlación Estructural del Reservorio Huamampampa H1b, desde el
pozo observador HCY – X1 hasta el pozo MGR – X2, pasando por los pozos MGR 4ST y MGR
– X3.
FIGURA 5.3: CORRELACIÓN ESTRUCTURAL HUAMAMPAMPA H1B
(POZO OBSERVADOR Y ACTIVO)
La presión de fondo del reservorio H1b en el pozo HCY-X1 (Pozo Observador) fue medida
continuamente por los sensores instalados (superior e inferior) mientras que el pozo se
mantenía cerrado. Así mismo, durante el mismo periodo el pozo MGR-X3 (Pozo Activo) fue
producido, acumulado un volumen de gas producido de 41.6 billones de pies cúbicos (BCF)
provenientes del reservorio H1b entre mediados de Julio de 2009 y principios de Septiembre de
2011.
Para la determinación de la conectividad del reservorio H1b fueron claves los datos de presión
y producción de los pozos HCY-X1 y MGR-X3 respectivamente. La siguiente grafica muestra
que al momento que entró en producción el pozo MGR-X3 la presión de fondo en el pozo HCY-
X1 fue afectada mostrando una declinación, corroborando la conectividad del reservorio H1b en
Margarita-Huacaya.
N S
HCY-X1
Pozo Observador
MGR-X3
Pozo Activo
MGR-4ST MGR-X2

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FIGURA 5.4: ANÁLISIS PRUEBA DE INTERFERENCIA
En la gráfica:
 El eje de ordenadas derecho muestra la producción diaria del pozo MGR-X3, la cual
está representada por la línea de color azul
 El eje de ordenadas izquierdo muestra la presión registrada en el fondo del pozo
cerrado HCY-X1 en el reservorio H1b
Con respecto a los reservorios H1a y H2, no existe en este momento evidencia alguna que
permita indicar que existe la conectividad hidráulica mencionados reservorios (H1a, H2) en
Margarita-Huacaya, y los Departamentos de Tarija y Chuquisaca.
El pozo HCY-X1 no mostro el reservorio H1a y no penetro el reservorio H2 debido a la
profundidad final de la perforación.. La profundidad final alcanzada por el pozo HCY-X1 fue de
4800m MD luego de haber perforado en forma desviada y exitosa 152m en las areniscas
cuarcíticas devónicas y naturalmente fracturadas de la Fm. Huamampampa (H1b) en una cota
estructural de 103 m más alta que la prognosis.

14
6. LINEAMIENTOS LEGALES APLICABLE
Para determinar el porcentaje de volumen de hidrocarburos en cada Departamento en uno o
más reservorios, se aplicó la Ley de Hidrocarburos N○
3058, que norman las actividades
hidrocarbur feras de acuerdo a la Constitución Pol tica del Estado en todo el territorio nacional
en el marco de los siguientes artículos y resoluciones ministeriales:
 Artículo 45 - Ley de Hidrocarburos N○ 3058 del 17 de Mayo de 2005
 Resolución Ministerial N° 497/2011 del 16 de Diciembre de 2011
 Resolución Ministerial N° 033/2012 del 3 de Febrero de 2012
Siendo estas disposiciones legales las que fijan las reglas aplicables cuando existen campos
ubicados en dos o más Departamentos que tenga reservorios compartidos. Definiendo1
lo
siguiente:
“Factor de Distribución es el porcentaje del volumen de hidrocarburos que tiene cada
Departamento en uno o más reservorios compartidos, que se determinará en base a los
hidrocarburos originales in-situ (volúmenes probados) contenidos en la parte de ocupa el
reservorio en el territorio de cada departamento participante. Este Factor de Distribución podrá
ser revisado por YPFB de acuerdo a lo establecido en el presente reglamento. El Factor de
Distribución para cada departamento, es el cociente entre el volumen de hidrocarburos
originales in-situ probado correspondiente al departamento y el volumen total de
hidrocarburos originales in-situ probado para el reservorio compartido. Conforme al
sistema internacional aceptado SPE – PRMS (Society of Petroleum Engineers - Petroleum
Resources Management System)”.
Así mismo se tomaron en cuenta las definiciones de Recursos y Reservas del Sistema de
Gestión de Recursos Petrolíferos, en inglés „SPE - PRMS‟, y sus organizaciones auspiciantes:
 Society of Petroleum Engineers (SPE)
 World Petroleum Council (WPC)
 American Association of Petroleum Geologists (AAPG)
 Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE)
El sistema de gestión de recursos petrolíferos provee una metodología uniforme en la
estimación de cantidades de hidrocarburo, la evaluación de proyectos de desarrollo, y la
presentación de los resultados dentro de un marco exhaustivo de clasificación.
INFORME DEL INSTITUTO GEOGRÁFICO MILITAR - IGM
La Georeferenciación toma en cuenta los límites geográficos establecidos en el informe
elaborado por el Instituto Geográfico Militar, cuyo t tulo es: “DEFINIR GEOGRAFICAMENTE EL
PARALELO 21 Y EFECTUAR LA MATERIALIZACIÓN Y DENSIFICACIÓN DE 12 PUNTO DE
CONTROL HORIZONTAL EN EL PARALELO 21”
“El Instituto Geográfico Militar (IGM), es la instancia facultada por el DS No.1158 y elevada a
categoría de Ley el 21 de Diciembre de 1948 misma que delega la Misión al IGM de realizar
1
Resolución Ministerial N° 033/2012 del 3 de Febrero de 2012

15
todos los trabajos relativos a la confección del mapa General del Estado Plurinacional de
Bolivia, levantamiento de la Carta Fundamental y sus derivados en todo el territorio, así como la
Organización de comisiones Técnicas para la demarcación de las fronteras Internacionales,
encargándose directamente de la demarcación de los limites Departamentales y Provinciales.
Bajo estas consideraciones, reconócese al Instituto Geográfico Militar y de Catastro Nacional,
como única Organización técnica cartográfica, facultada para la formación y publicación del
Mapa Pol tico del territorio, en sus diferentes escalas.”
“Con estas atribuciones legales y a requerimiento de Yacimientos Petrol feros Fiscales
Bolivianos (YPFB) el IGM realiza un análisis técnico de la Cartografía elaborada por John B.
Minchin el año 1882, la cual se emplea como referencia en la ley de 10 de Noviembre de 1898
que define los límites departamentales entre Tarija y Chuquisaca. El texto de esta ley expresa
que el Paralelo 21° de Latitud Sur es el límite entre ambos departamentos, lo cual sin lugar a
dudas, genera confusiones de carácter técnico, debido que la cartografía oficial de Bolivia no
tiene precisamente a Minchin como referencia geométrica en la definición de la superficie
matemática que es base para establecer el Sistema de Referencia Provisional del año 1956
sobre el cual fue elabora la cartograf a de Bolivia.”
Por lo que el IGM mediante el Informe técnico de referencia, concluye que:
“Por todos los antecedentes históricos, Geodésicos y Cartográficos, la ley de 10 de noviembre
de 1898 que fija el Paralelo 21° de Latitud Sur como límite entre los departamentos de Tarija y
Chuquisaca puede ser aplicada considerando la Cartografía Oficial de Bolivia en el Sistema
Provisional del año 1956.”
“Se desestima completamente el empleo del Sistema Geodésico Global adoptado el año 1984,
como referencia para materializar los 21° de Latitud Sur expresados en el Mapa de John B.
Minchin debido a la discrepancia en el concepto geométrico de los sistemas de referencia
geodésico”.
El resumen del informe técnico de referencia se muestra en la siguiente tabla:

16
7. INFORMACION VALIDADA
El proceso de validación se inicia con las actividades de la recopilación de la información
relacionada al estudio. Esta etapa es muy importante en la evaluación técnica siendo el punto
de partida de toda la investigación.
La calidad y la confiabilidad de la información recopilada se reflejan directamente en los
resultados generados en el estudio. Es en ésta actividad que se recopila, clasifica y valida
toda la información sobre el área en estudio, tales como: a) estudios e informes previos del
campo; b) registros eléctricos de pozos (GR, SP, resistividad, conductividad, densidad-
neutrón); c) información de pozos; d) historiales de producción y presiones; e) trabajos/reportes
previos; f) mapas isópacos-estructurales oficiales, entre otros.
Una vez completada la fase de revisión de datos e información, se efectuó la fase de análisis
de acuerdo con los parámetros de yacimientos estimados en la última certificación de Reservas
de Bolivia realizada para YPFB por Ryder Scott al 31 de Diciembre de 2009.
Es importante resaltar que fuimos instruidos por YFPB a utilizar las estimaciones realizadas por
Ryder Scott, por lo que no fue requirió realizar nuestras propias estimaciones. Sin embargo si
llevamos a cabo un proceso de revisión de las interpretaciones realizada por Ryder Scott y se
pudo verificar, en basa a los datos suministrados, que las mismas son razonables.
Ryder Scott definió el Volumen Bruto de Roca (VBR) como el volumen total entre la parte
superior de los reservorios y la base de los mismos, limitada por los contactos conocidos o
estimados de fluidos y los límites estructurados por las fallas. En resumen el contacto de
fluidos y volúmenes brutos de roca definidos por el reservorio se presentan a continuación:
TABLA 7.1: CONTACTO DE FLUIDOS DEFINIDO POR RYDER SCOTT
Reservorio
1P
(m TVDSS)
H1b -3,751
Siendo:
1P: Nivel más bajo conocido de gas („LKG‟), confirmado por pruebas de pozos y asociado a las
reservas probadas (1P) estimadas por Ryder Scott.

17
TABLA 7.2: VOLÚMENES BRUTO DE ROCA ESTIMADOS POR RYDER SCOTT
Bloque-Departamento
1P
(10
6
m
3
)
Huacaya/Chuquisaca
H1b 2,614
Margarita/Chuquisaca
H1b 1,684
Margarita/Tarija
H1b 4,255
Así mismo, Ryder Scott realizó un modelo petrofísico para establecer los valores de porosidad
y saturación de agua. Los resultados de dichas estimaciones se muestran a continuación:
TABLA 7.3: POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA ESTIMADOS POR RYDER SCOTT
Reservorio
1P
%
Porosidad
H1b - Margarita 4.70
H1b - Huacaya 4.00
Saturación de Agua
H1b - Margarita 37.43
H1b - Huacaya 44.60
A continuación se presentan algunas observaciones generales de la evaluación realizada:
 En relación al análisis de sísmica 3D las conclusiones son similares a las
interpretaciones presentadas en el reporte entregado por YPFB "Informe Margarita
Volumen Interpretación Sísmica 3D“
o Los datos sísmicos en el flanco occidental del campo son de buena a regular
calidad
o Las reflexiones del flanco occidental puede interpretarse hasta la cresta de la
estructura
o Los datos sobre la parte oriental del estudio sísmico varían de regular a baja
calidad
o Cada pozo perforado a agregado más datos sobre la velocidad sísmica para
entender mejor la relación tiempo – profundidad

18
 Los mapas estructurales de Ryder Scott se basan en datos sísmicos aceptables y son
una representación razonable de la estructura de la Formación Huamampampa en
Margarita-Huacaya
o Los registros de pozos (mbnm / „bajo nivel del mar‟) se adaptan a la estructura
de los mapas, y los valores de los registros se muestran en los mapas de Ryder
Scott con los topes de la formación Huamampampa
o El intervalo entre contornos es de 100 metros
o Los mapas estructurales de Ryder Scott son muy similares a los mapas
entregados por YPFB
 Con respecto a la revisión y análisis de datos petrofísicos:
o La porosidad estimada por registros se encuentra en el mismo rango que la
porosidad medida en núcleos a condiciones de reservorio
o La porosidad en el pozo HCY-X1 posee la misma magnitud que la encontrada en
los pozos en Margarita (MGR)
o GCA está de acuerdo con los limites/cortes („cut-offs‟) usados para obtener el
espesor neto de reservorio y la relación espesor neto/bruto
 Volumen de Arcilla < 40 %
 Porosidad sin corte
 Saturación de Agua < 70%
o La porosidad en Huamampampa es una combinación de porosidad de la matriz
y porosidad de las fracturas naturales
 Combinación micro, meso, macro porosidades
 Las fracturas tienen mayor frecuencia y abertura en la cresta de la
estructura que en los flancos
8. INSPECCIÓN DE CAMPO
GCA realizó una inspección del Campo Margarita-Huacaya el día 23 de Marzo de 2012. La
delegación de GCA fue encabezada por George Kranich (Geólogo Senior Lider) y Luciana
Cabo (Economista Petrolero Senior). Además, participaron el Vicepresidente de
Administración, Contratos y Fiscalización, Ing. Fernando Salazar Cuba y el Director de
Desarrollo y Producción, Ing. Rolando Mendoza Rioja, ambos de la estatal petrolera YPFB. La
visita al área se realizó de acuerdo al contrato suscrito entre YPFB y GCA y a lo establecido en
el cronograma de trabajo.
La delegación recolectó y verificó la información existente. Así mismo el personal técnico de
GCA inspeccionó el pozo Huacaya X1, tomó datos del campo y recolectó información digital de
la planchada del pozo. En el pozo Margarita 4 se tomó información de superficie. En la planta
de procesamiento de gas de Margarita, se tomó la información que se registra en tiempo real
de presión y temperatura del pozo MGR-4 que permite hacer un control riguroso del
comportamiento del reservorio que está en producción. Las siguientes actividades
operacionales y de desarrollo del área fueron observadas:

19
 La línea de recolección del pozo HCY-X1 a la Planta Margarita está siendo construida y
se prevé finalizarla a mediados de Abril de 2012.
 Producción inicial del pozo HCY-X1 planificada para Abril de 2012.
 Actualmente el pozo MGR-4ST sólo se encuentra produciendo del reservorio H1b
 El pozo MGR-X3 es el único pozo que está produciendo en conjunto de los reservorios
H1b y H2.
 Está programado el reacondicionamiento del pozo MGR-X2 para probar nuevamente el
reservorio H1b y obtener más información sobre el contacto gas-agua.
 El pozo de desarrollo planificado MGR-5 está ubicado entre los pozos MGR-X3 y MGR-
4ST. El taladro de perforación se encuentra en sitio y en proceso de preparación para
iniciar operaciones próximamente.
 El plan de desarrollo propuesto incluye el levantamiento sísmico 3D en el área Huacaya
en el periodo 2012 - 2013 y la perforación de tres pozos nuevos al norte de la
estructura.
9. EXTENSIÓN Y CONECTIVIDAD DEL ÁREA MARGARITA-HUACAYA
La estructura Margarita-Huacaya se genera a partir de un sistema de doble despegue entre las
fallas Bororigua y Mandiyuti. La estructura se caracteriza por presentar un estilo de
plegamiento de escamas delgada con desarrollo de anticlinales apretados y alongados en
sentido Norte-Sur. Así mismo, los cabalgamientos generados por la falla Mandiyuti que
desarrollan a lo largo de la flexura de falla („Fault Bend Fold‟), capas H1a, H1b y H2
(Formación Huamampampa), conforman la zona de hidrocarburos productiva principal de la
estructura de Margarita-Huacaya.

20
FIGURA 8.1: SECCIÓN ESTRUCTURAL ESQUEMÁTICA DEL POZO MGR-X2,
CON PROYECCIÓN DEL POZO MGR-X1
El análisis de los datos estructurales dentro del intervalo correspondiente a la Fm.
Huamampampa muestra un buzamiento uniforme de 28 a 30° en dirección y azimut 270°-280°,
coincidente con la orientación de los contornos del mapa estructural.
Adicionalmente, comparando la intensidad de fracturación en los pozos perforados en
Margarita, la distribución de fracturas observadas en los pozos MGR-X1 y MGR-X2 es similar a
la del HCY-X1, mientras que en los pozos MGR-X3 y MGR-4 la mayor intensidad se observa en
el cuerpo medio (SS2) y con un buen desarrollo de fracturas en el cuerpo inferior (SS3 o
HMP3) con valores del orden de las 5 fracturas por metro (fr/m) (Fig. 8.2).
2
SECCION ESTRUCTURAL E -W
POZO MGR-X2
W E
MGR-X1 PROY
MGR-X2
SECCION ESTRUCTURAL E -W
POZO MGR-X2
W E
MGR-X1 PROY
MGR-X2

21
FIGURA 8.2: CORRELACIÓN ESTRATIGRÁFICA DE LA FM. HUAMAMPAMPA
ENTRE LOS POZOS MGRS Y HCY-X1

22
10. UBICACIÓN GEOGRAFICA AREA MARGARITA-HUACAYA
El campo Margarita-Huacaya se encuentra en el bloque Caipipendi, ubicado entre los
departamentos de Tarija y Chuquisaca. Las Tablas 10.1 y 10.2 presentan las coordenadas del
bloque Caipipendi:
TABLA 10.1: COORDENADAS DE LOS VÉRTICES – CAMPO HUACAYA

23
TABLA 10.2: COORDENADAS DE LOS VÉRTICES –CAMPO MARGARITA

24
11. GEOREFERENCIACION
GCA utilizó para la georeferenciacion las coordenadas del paralelo 21 proporcionadas
por el Instituto Geográfico Militar como entidad competente en el Estado Plurinacional de
Bolivia.
A continuación se presenta el mapa de georeferenciación del espesor neto de gas del
reservorio Huamampampa H1b, al nivel más bajo conocido de gas („LKG‟ –1P) definido por
Ryder Scott.
El mapa de georeferenciación muestra el Campo Margarita – Huacaya ubicado en el bloque
Caipipendi, los pozos perforados, y el límite departamental entre Tarija y Chuquisaca (Paralelo
21˚), bajo el sistema de coordenadas Universal Transversal de Mercator (UTM), Dátum
Provisional Sudamericano 1956 (PSAD 56) y zona geográfica 20.

25
FIGURA 11.1: PLANO DE GEORREFERENCIA – MAPA ESPESOR NETO DE GAS 1P DEL H1B

26
12. FACTOR DE DISTRIBUCION - PARTICIPACIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS
El factor de distribución para cada departamento se determinó en base a los volúmenes de
hidrocarburos in situ contenidos en el reservorio H1b en el territorio de cada Departamento
participante y en conformidad con las disposiciones legales anteriormente mencionadas.
Los volúmenes de hidrocarburos in-situ o Gas Original en Sitio (GOES) asociado a las reservas
probadas (1P), reportados para el reservorio H1b, en la última certificación de Reservas de
Bolivia realizada para YPFB por Ryder Scott al 31 de Diciembre de 2009 se muestran a
continuación:
TABLA 12.1: GAS ORIGINAL EN SITIO (GOES) RESERVORIO H1B
Bloque/Departamento
1P
(MMPc)
Huacaya/Chuquisaca
H1b 567,836
Margarita/Chuquisaca
H1b 410,786
Margarita/Tarija
H1b 1,382,083
Total GOES (MMPc) 2,360,705
Siendo el factor de distribución de los Departamentos en el reservorio compartido
Huamampampa H1b, el siguiente:
TABLA 12.2: FACTOR DE DISTRIBUCIÓN DE LOS DEPARTAMENTOS – RESERVORIO H1B
Bloque/Departamento
1P
%
H1b - Chuquisaca 41.45
H1b - Tarija 58.55
El factor de distribución es estimado en función de volúmenes de hidrocarburos in-situ (Gas
Original en Sitio - GOES) en la categoría (1P) estimadas por Ryder Scott al 31 de Diciembre de
2009.

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