1. Análisis y evaluación de la información técnica presentada por la Consultora Internacional durante el Primer informe.

El alcance de trabajo de la consultora internacional ha consistido en:

a) Definir la extensión Areal de los reservorios de los campos Margarita y Huacaya.

b) Revisar y verificar la conectividad entre Reservorios.c) Efectuar la georeferenciación, estableciendo la existencia o no de uno o

más Reservorios Compartidos entre los departamentos.d) Determinar los Factores de Distribución para los departamentos de

Tarija y Chuquisaca de los campos Margarita y Huacaya en el Bloque Caipipendi, en base a los volúmenes de Hidrocarburos In Situ.

Para garantizar el cumplimiento del alcance trabajo la consultora aplicó los lineamientos del sistema nacional e internacional aceptado de la SPE-PRMS (Society of Petroleum Engineers – Petroleum Resources Management System), conforme se exige en el Reglamento RM. No. 033/2012 de 3 de febrero de 2012.

Conclusiones del Alcance de Trabajo presentada por la Consultora:

En base al análisis y evaluación de la información técnica existente realizada por la consultora, Gaffney, Cline y Asociados se ha determinado conclusivamente que:

1. Existe suficiente soporte técnico que evidencia la Conexión Hidráulica del reservorio Huamampampa H1b entre los campos Margarita-Huacaya

2. El reservorio Huamampampa H1b se extiende entre Margarita- Huacaya, siendo por tanto el reservorio Huamampampa penetrado por el pozo HCY-X, extensión norte del reservorio H1b descubierto en el campo Margarita.

3. Por lo tanto, para control y seguimiento de reservas debe considerarse a este reservorio como una única unidad de flujo.

4. Con relación a los reservorios H1a y H2, no existe por el momento información técnica que permita afirmar o negar que existe continuidad hidráulica entre los campos Margarita y Huacaya. Por lo tanto, y mientras

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no se perforen pozos de desarrollo en el campo todas las regalías que provengan de estos reservorios corresponden al departamento de Tarija.

Para respaldar la determinación del Factor de Distribución, inicialmente se ha procedido a validar toda la información técnica proporcionada por YPFB, y continuar con la determinación de la extensión areal, existencia de conectividad, georeferenciación de los reservorios y finalmente el cálculo del factor de distribución de los reservorios. Para el efecto se ha analizado y evaluado toda la información relacionada con:

a) Análisis de Volumen Bruto de Roca (VBR)

El análisis de Volumen Bruto de Roca se realizó: • Utilizando el modelo estático en software especializado denominado

Petrel. • Ryder Scott calculo los VBR mediante la combinación de sus mapas

estructurales y sus contactos de fluidos.

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H1b

b) Análisis de Parámetros Petrofísicos:

Se determinó que:• La porosidad estimada por registros eléctricos se encuentra en el

mismo rango que la porosidad medida en núcleos o testigos a condiciones de reservorio.

• La porosidad en el pozo HCY-X1 tiene el mismo valor que la determinada en los pozos de Margarita.

• La porosidad se encuentra 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%

• La porosidad en Huamampampa es una combinación de: Porosidad de la Matriz Porosidad de las Fracturas Naturales (difícil de estimar),

porque existen fracturas del tipo: Micro, Meso, Macro.Fracturas más abiertas en la cima de la estructura y menos abiertas en los flancos.

c) Continuidad del Reservorio H1b:

El siguiente gráfico muestra la continuidad del reservorio H1B entre los pozos MGR-X3, MGR-4ST y HCY-X1.

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MGR-4 MGR X-3HCY-X 1

d) Ingeniería de Yacimientos

Se ha realizado el análisis y evaluación de datos de presión y cromatografía tomadas en los pozos de los campos Margarita y Huacaya.

Análisis de Muestras de Fluidos / Cromatografía:

Se ha realizado el análisis y evaluación de muestras de fluidos en base a la siguiente información:

• Estudios de Muestras de Fluidos de los Pozos MGR-X1, X3, MGR-4 y HCY-X1

• Cromatografía de Fluidos Recombinados.

Análisis de Muestras de Fluidos/Cromatografía:

0

1

10

100

N2 CO2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7 C8 C9 C10+

Mo

le %

Componente

Cromatografia de Fluidos Recombinados

HCY-X1D

MGR-4ST

MGR-X1

MGR-4

MGR-X3

MGR-4ST Datos PVTReservorio H2

Datos PVTReservorio H1b

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Análisis Presión Estática y Gradientes:

El siguiente gráfico muestra el gradiente de presión y gradiente de agua tomadas en los pozos MGR-X3, MGR-4ST y HCY-X1, que demuestran la continuidad y conectividad del reservorio H1b entre los campos Margarita y Huacaya.

• Conectividad del reservorio H1B.

Para determinar la conectividad del reservorio H1b de la formación Huamampampa entre los campos Margarita y Huacaya, se ha analizado y evaluado los informes de pruebas de interferencia realizadas entre los Los

Análisis Prueba de InterferenciaPozo Huacaya X1

La prueba de interferencia se realizó en el reservorio H1b, entre los pozos MGR-X3 y HCY-X1, esta prueba se inició en Junio de 2009.

La prueba de interferencia ha tenido como objetivo determinar si un reservorio se encuentra comunicado entre dos o más pozos, mediante el comportamiento de la presión de reservorio.

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Presión (psia) (psia)

P r o f u n d i d a d (

m T

VD

ss)

Presión Vs. Profundidad

El tiempo de lectura para obtener los datos de Presión y Temperatura se realizó aproximadamente durante 40 Meses.

El siguiente gráfico muestra claramente que existe conectividad del reservorio H1B entre los pozos MGR-X3 y HCY-X1, prueba controlada hasta el 14 de septiembre de 2011. Adicionalmente se ha continuado observando la caída de presión hasta el 23 de marzo de 2012, determinando que la caída de presión fue de 149 psi.

Simulación Numérica del Ensayo de InterferenciaEfectuado por el operador - Repsol YPF

La empresa evaluó el impacto de la conexión y realizó el primer ajuste histórico del reservorio H1b en el simulador numérico integrado Campo Margarita y Campo Huacaya. El modelo fue construido en versiones blackoil (petróleo negro) extendido y composicional y con un modelo de transporte del tipo doble porosidad con fracturas de escala de reservorios simuladas explícitamente (corredores de fractura), elementos que han probado ser esenciales para una correcta

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DP= 100 + 49 (psi.)

Inicio6/Jul/09

P=9228 PSI

Final14/Sep/11

P=9128 PSI

23/Mar/12P=9079 PSI

descripción de los ensayos de interferencia en el reservorio H2, considerado análogo de las tres repeticiones de Huamampampa identificadas en el Área de Contrato a la fecha.

El ajuste histórico de este modelo a partir del ensayo consistió principalmente en el ajuste de la permeabilidad del corredor de fracturas conectando MGR con HCY.

El ajuste se logró con un corredor de fracturas de 10 metros de espesor y 7.5 Darcys de permeabilidad, consistente con lo observado en el reservorio H2 (7.5 Darcys).

El elevado grado de conexión explica la elevada productividad del MGR X3 (y el MGR 4st) y permite verificar que a nivel del Devónico estas estructuras se encuentran conectadas más allá de la situación estructural observada en superficie.

El ajuste de la evolución de la presión de fondo en HCY-X1D en el reservorio H1b resultante de la producción de MGR X3 se presenta en la siguiente figura versus el resultado del simulador después del ajuste.

Evolución de la presión Real en el HCY-X1D versus el Simulador.

WBHP H1b HCY Evolution - Simulation Model

9,330.00

9,330.20

9,330.40

9,330.60

9,330.80

9,331.00

9,331.20

9,331.40

9,331.60

9,331.80

9,332.00

WB

HP

(p

si)

9,224.00

9,224.20

9,224.40

9,224.60

9,224.80

9,225.00

9,225.20

9,225.40

9,225.60

9,225.80

9,226.00

WBHP Simulated H1b HCY (psi)

WBHP REAL HCY-X1

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En la gráfica se puede apreciar el buen ajuste entre la presión medida en el sensor instalado en el pozo HCY-X1D y la presión obtenida mediante el simulador Eclipse después de 15 meses de producción del pozo MGR-X3.

C) Georeferenciación del Reservorio H1B de la formación Huamampampa

La georeferenciación de los reservorios se ha realizado para demostrar la existencia o no de uno o más Reservorios Compartidos entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca.

El análisis técnico ha permitido identificar las coordenadas de un polígono que encierra el área en estudio, para determinar las coordenadas se utilizó la cartografía oficial existente en el Estado Plurinacional de Bolivia, en aplicación del artículo 3 del reglamento aprobado mediante RM. No. 033/2012.

Para realizar la georeferenciación se ha utilizado la Proyección U.T.M., Esferoide PSAD 56, Zona 20 Meridiano C. 63, aprobado oficialmente en Bolivia durante la gestión de 1956.

Además, se ha aplicado el Reglamento “Delimitación de Áreas de Contratos Petroleros” aprobado mediante D.S. Nº 28366 el 21 de septiembre de 2005, en cumplimiento de la normativa Boliviana. El Artículo 4, señala:

Artículo 4.- Los mapas y planos que se consignan en este capítulo, son los documentos de referencia legal para la delimitación de áreas y serán preparados en base al sistema mundial WGS-84 con los parámetros de transformación que determine el Instituto Geográfico Militar (IGM) para Bolivia.

Para realizar la georeferenciación de los reservorios se ha considerado el siguiente Plano oficial del Área de Comercialidad de los campos Margarita y Huacaya, plano proporcionado por YPFB que incluye el límite departamental.

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Estado actual del Área de Comercialidad Campos Margarita –Huacaya (2012)

2. Presentación Informe No. 2 – Avance Técnico, Consultora Gaffney, Cline Associates.

Lugar: Oficinas de YPFB - Santa CruzFecha: 19 de Abril de 2012, Horas: 16:00 pm.

Autoridades Presentes:

Lic. Carlos Villegas Q. Presidente Ejecutivo a.i. de YPFB Sr. Fernando Salazar VPAFC - YPFB

 

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Técnicos Acreditados de los Departamentos:

Chuquisaca: Ing. Jorge Pareja L. Ing. Nicanor Aguilar G.

Tarija: AUSENTES Expositores de la Consultora Internacional:

Reservorios: Ing. Jordi VilanovaGerente del Proyecto: Ing. Cesar Guzzetti

Exposición:

En base a las conclusiones presentadas durante el Primer Informe, la consultora continuó con la elaboración del estudio cumpliendo con el alcance de trabajo que consistió en:

a) Efectuar la georeferenciación, estableciendo la existencia o no de uno o más Reservorios Compartidos entre los departamentos.

b) Determinar los Factores de Distribución para los departamentos de Tarija y Chuquisaca de los campos Margarita y Huacaya en el Bloque Caipipendi, en base a los volúmenes de Hidrocarburos In Situ.

Georeferenciación:

Durante la presentación la consultora Gaffney, Cline Associates mostró una diapositiva con el mapa de los campos Margarita Y Huacaya, señalando que dicho mapa se encuentra georeferenciado habiéndose usado la proyección UTM con Datum WGS-84 del hemisferio Sur, correspondiente a la zona 20.

Además indicaron que el plano georeferenciado de los reservorios de los campos Margarita y Huacaya, que se incluirá en el informe final.

Determinación del Factor de Distribución:

Durante la presentación la consultora internacional Gaffney, Cline Associates, presento una tabla con los Factores de Distribución calculados para todo el campo y para el reservorio H1b de acuerdo al Siguiente detalle.

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RESERVORIOCONECTIVIDAD

HIDRÁULICA

FACTOR DE DISTRIBUCIÓN POR

RESERVORIO (%)

H1a No Compartido 100.00

H1b COMPARTIDO41.4558.55

H2 No Compartido 100.00

DEPARTAMENTOFACTOR DE

DISTRIBUCIÓN TOTAL POR CAMPO (%)

Tarija 75.10Chuquisaca 24.90

La consultora ratifico que el Factor de distribución se ha determinado en base al informe de reservas nacionales de hidrocarburos al 31 de diciembre de 2009, estudio elaborado por la consultora internacional Ryder Scott Company.

3. Cálculo y Comprobación del Factor de Distribución (FD)

La R.M. No. 033/2012 de 3 de febrero de 2012 en su artículo 3 define el factor de distribución como el porcentaje de 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 que 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 original in situ probado correspondiente al Departamento y el volumen total de hidrocarburos original in situ probado para el reservorio compartido. Conforme al sistema internacionalmente aceptado SPE-PRMS (Society of Petroleum Engineers – Petroleum Resources Management System).

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Ecuación utilizada para el cálculo del Factor de Distribución:

FD (%) = (VHOISP-Departamento)/(VTHOISP-Reservorio Compartido)

Dónde:

FD = Factor de Distribución DepartamentalVHOISPD = Volumen de Hidrocarburos Original In Situ Probado

correspondiente al Departamento. VTHOISP = Volumen Total de Hidrocarburos Original In Situ Probado para

el Reservorio Compartido.

Para calcular y comprobar que el Factor de Distribución estimado por la consultora Gaffney, Cline Associates, ha sido correcto, se ha tomado en cuenta la siguiente información:

YPFB mediante nota VPACF-CNIH-062/2012 de fecha 26 de marzo de 2012 nos proporcionó una copia de la Certificación de Reservas Nacionales de Hidrocarburos al 31 de diciembre de 2009 correspondiente a los campos Margarita y Huacaya; el estudio fue elaborado por la empresa consultora internacional Ryder Scott Company – Petroleum Consultants.

Con esta información oficial de reservas vigente en Bolivia, se ha procedido a realizar el cálculo del Factor de Distribución para cada Departamento y para todo el campo, se han tomado los volúmenes originales de hidrocarburos in situ probado correspondiente a cada departamento y el volumen original total de hidrocarburos in situ del reservorio compartido.

A continuación se presenta el detalle de los cálculos realizados con el objetivo de confirmar los porcentajes determinados por la consultora internacional.

RESERVAS PROBADAS - CAMPOS MARGARITA + HUACAYARESERVORIOS H1A - H1B - H2

Formación: HUAMAMPAMPAReservorios Productores: H1A - H1B - H2Tipo de Fluido: Gas - Condensado

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Gas Original In Situ (GOIS) Reservas Probadas Certificadas por Ryder Scott CompanyAl 31 de Diciembre de 2009

Reservorio UnidadesReservas

PROBADAS (Reservas 1P)

Tipo de Reservorio

Huamampampa H1A MMPC 849.516,0 NO COMPARTIDO

Huamampampa H1B – MGR MMPC 1.792.869,0 COMPARTIDOHuamampampa H1B – HCY MMPC 567.836,0 COMPARTIDOHuamampampa H2 MMPC 718.979,0 NO COMPARTIDO

TOTAL RESERVAS RESERVORIO-H1B MMPC 2.360.705,0 TOTAL RESERVAS PROBADAS: MMPC 6.289.905,0

DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE DISTRIBUCIÓN DEPARTAMENTALGOIS DEPARTAMENTO DIVIDIDO GOIS TOTAL RESERVORIO COMPARTIDO

RESERVORIOS MGR HCY TOTALCHUQUISACA - Reservorio H1B 410.786,0 567.836,0 978.622,0TARIJA - Reservorio H1B 1.382.083,0 - 1.382.083,0TOTAL H1B: 1.792.869,0 567.836,0 2.360.705,0

FACTOR DE DISTRIBUCIÓN RESERVORIO H1B(%)CHUQUISACA - Reservorio H1B 41,45%TARIJA - Reservorio H1B 58,55%TOTAL RESERVORIO - H1B 100,00%

TOTAL GAS ORIGINAL IN SITU - G.O.I.S.

MGR HCY TOTALReservorio H1A – TARIJA 849.516,0 849.516,0

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Reservorio H1B – TARIJA 1.382.083,0 410.786,0 1.792.869,0Reservorio H1B – CHUQUISACA 567.836,0 567.836,0Reservorio H2 – TARIJA 718.979,0 718.979,0TOTAL H1B: 2.950.578,0 978.622,0 3.929.200,0

FACTOR DE DISTRIBUCIÓN CAMPOS MGR - HCY INCLUYE LOS TRES RESERVORIOS H1A, H1B, H2

FD (%) ESTE FACTOR NO INTERESA

TARIJA 75,1%CHUQUISACA 24,9%

4. Conclusiones

En base, al análisis y evaluación del control y seguimiento realizado a la consultora internacional Gaffney, Cline Associates responsable de elaborar el estudio sobre la relación, extensión, conectividad, georeferenciación y determinación del factor de distribución de los reservorios de los campos Margarita y Huacaya, se han elaborado las siguientes conclusiones finales a las que damos nuestra conformidad:

a. Concluida la validación de la información proporcionada por YPFB, la consultora procedió a definir la extensión areal de los reservorios H1a, H1b y H2 de los campos Margarita y Huacaya, habiendo determinado que el reservorio H1a se encuentra únicamente dentro del departamento de Tarija, el reservorio H1b se extiende desde el sur del campo Margarita departamento de Tarija hasta el norte del campo Huacaya del departamento de Chuquisaca del bloque Caipipendi, con relación al reservorio H2 no se pudo determinar su extensión por falta de información adicional que se obtendrá durante el desarrollo del campo.

b. Se efectuó la revisión y verificación de la conectividad hidráulica entre reservorios, habiéndose determinado que únicamente el reservorio H1b de la formación Huamampampa está conectado entre los campos Margarita y Huacaya.

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c. Se preparó un plano georeferenciado de los reservorios H1A, H1B y H2 en los campos Margarita y Huacaya ubicados en el bloque Caipipendi, determinándose que únicamente el reservorio H1b es compartido entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca.

d. Una vez determinada la extensión areal de los reservorios y confirmada la conectividad hidráulica del reservorio H1b y efectuada la georeferenciación de los campos Margarita y Huacaya ubicados en el bloque Caipipendi, en base a los volúmenes Probados de hidrocarburos In Situ, se procedió a la determinación del Factor de Distribución para los departamentos de Tarija y Chuquisaca.

e. Para determinar el factor de distribución se utilizó el informe oficial de Certificación de Reservas Nacionales de Hidrocarburos al 31 de diciembre de 2009 correspondiente a los campos Margarita y Huacaya, informe elaborado por la consultora internacional Ryder Scott Company y proporcionado por YPFB.

f. Para determinar el Factor de Distribución, se utilizó las Reservas Probadas (1P) correspondiente a los reservorios H1a, H1b y H2 de la formación Huamampamapa de los campos Margarita y Huacaya.

g. Gaffney, Cline Associates determino el Factor de Distribución del Reservorio compartido H1B, correspondiendo el 41.45% al departamento de Chuquisaca y el 58.55% al departamento de Tarija.

h. Gaffney, Cline Associates también determino que del total de las reservas probadas (1P) “In Situ” de los campos Margarita y Huacaya, el 75.10% corresponde al departamento de Tarija y el 24.90% corresponde al departamento de Chuquisaca.

i. Para verificar y comprobar que dichos factores han sido estimados correctamente por la consultora internacional, se procedió a calcular utilizando la misma información técnica proporcionada por YPFB.

j. Se comprobó que los factores calculados por la consultora han sido correctos, por lo tanto, el factor estimado por esta consultoría ratifica que el factor de distribución para el reservorio compartido H1b, 41.45% corresponde al departamento de Chuquisaca y el 58.55% al departamento de Tarija.

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