Desarrollo y análisis del documento de Comercialidad del campo Orión 27 en el Valle Superior del Magdalena, integrando aspectos geológicos, técnicos, económicos y de yacimiento para determinación de su potencial productivo - Informe de práctica
Figuras, tablas
- Autores:
- Tipo de recurso:
- Fecha de publicación:
- 2026
- Institución:
- Universidad de Caldas
- Repositorio:
- Repositorio Institucional U. Caldas
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- oai:repositorio.ucaldas.edu.co:ucaldas/26610
- Acceso en línea:
- https://repositorio.ucaldas.edu.co/handle/ucaldas/26610
- Palabra clave:
- 550 - Ciencias de la tierra::551 - Geología, hidrología, meteorología
1. Ciencias Naturales
Análisis de comercialidad
Evaluación económica
Petróleo
STOIIP
Geología
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AAPG Wiki. (n.d.). Predicting hydrocarbon recovery. https://wiki.aapg.org/Predicting_hydrocarbon_recovery Agencia Nacional de Hidrocarburos. (2009). Evaluación del potencial hidrocarburífero del Valle Superior del Magdalena. ANH. Agencia Nacional de Hidrocarburos. (2016). Resolución No. 41251 del 23 de diciembre de 2016. Diario Oficial de la República de Colombia. Ahmed, T. (2010). Reservoir engineering handbook (4th ed.). Gulf Professional Publishing. Bayona, G., Rapalini, A. E., & Costanzo-Álvarez, V. (1994). Paleomagnetism and paleogeography of Jurassic volcanic rocks from the Cordillera Oriental of Colombia. Journal of South American Earth Sciences, 7(3–4), 307–316. https://doi.org/10.1016/0895-9811(94)90031-0 Beltrán, N., & Gallo, J. (1968). Contribución al conocimiento geológico del Valle Superior del Magdalena. Geología Colombiana, 5, 1–45. Brealey, R. A., Myers, S. C., & Allen, F. (2020). Principles of corporate finance (13th ed.). McGraw-Hill Education. Cediel, F., & Cáceres, C. (2000). Late Paleozoic to Jurassic tectonic evolution of the Northern Andes. In U. Cordani et al. (Eds.), Tectonic evolution of South America (pp. 709–724). DAG-CPRM. Cediel, F., Shaw, R. P., & Cáceres, C. (2003). Tectonic assembly of the Northern Andean Block. In C. Bartolini et al. (Eds.), The circum-Gulf of Mexico and the Caribbean (AAPG Memoir 79, pp. 815–848). American Association of Petroleum Geologists. Cortolima. (2004). Caracterización geológica y ambiental del Valle Superior del Magdalena. Corporación Autónoma Regional del Tolima. Dake, L. P. (1983). Fundamentals of reservoir engineering. Elsevier. Earlougher, R. C. (1977). Advances in well test analysis. Society of Petroleum Engineers. Ecopetrol S.A. (s.f.). Informe técnico campo confidencial expansión piloto V3. Ecopetrol S.A. Ecopetrol S.A. (s.f.). Soporte comercialidad confidencial Honda. Ecopetrol S.A. Etayo-Serna, F. (1994). Estratigrafía del Cretácico inferior de Colombia. Ingeominas. Flórez, J., & Carrillo, G. (1994). Evolución sedimentaria del Cretácico inferior en el Valle Superior del Magdalena. Geología Colombiana, 18, 55–78. Green, D. W., & Willhite, G. P. (2018). Enhanced oil recovery. Society of Petroleum Engineers. Guerrero, J. (1997). Stratigraphy, sedimentology and tectonic evolution of the Honda Group, Upper Magdalena Valley, Colombia (Doctoral dissertation, University of Arizona). Howe, G. M. (1974). Stratigraphy of the Upper Magdalena Valley, Colombia. AAPG Bulletin, 58(12), 2508–2530. Lake, L. W., Johns, R. T., Rossen, W. R., & Pope, G. A. (2014). Fundamentals of enhanced oil recovery. Society of Petroleum Engineers. Mojica, J., & Franco, R. (1990). Estructura y evolución tectónica del Valle Medio y Superior del Magdalena, Colombia. Geología Colombiana, 17, 41–64. Mora, J. A. (2006). Modelo estratigráfico para el Cretácico basal en el norte de la subcuenca de Neiva, Valle Superior del Magdalena, Colombia. En VIII Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas (pp. 309–326). Montes, C., Cardona, A., Jaramillo, C., Pardo, A., Silva, J., Valencia, V., Ayala, C., Pérez-Angel, L., Rodríguez-Parra, L., & Ramírez, V. (2019). Tectonic evolution of the northern Andes: The Eastern Cordillera of Colombia. Earth-Science Reviews, 198, 102903. https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2019.102903 Ross, S. A., Westerfield, R. W., & Jaffe, J. (2019). Corporate finance (12th ed.). McGraw-Hill Education. Schlumberger. (2026). Workover. Energy Glossary. https://glossary.slb.com/terms/w/workover Tiab, D., & Donaldson, E. C. (2016). Petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties (4th ed.). Gulf Professional Publishing. Van Houten, F. B., & Travis, R. B. (1968). Cenozoic continental deposits of the Upper Magdalena Valley, Colombia. Geological Society of America Bulletin, 79(5), 597–632. https://doi.org/10.1130/0016-7606(1968)79[597:CCDOTA]2.0.CO;2 Wellman, H. W. (1970). Upper Tertiary sedimentation, volcanism and tectonism in the Upper Magdalena Valley, Colombia. Geological Society of America Bulletin, 81(11), 3449 3460. https://doi.org/10.1130/0016-7606(1970)81[3449:UTSVAT]2.0.CO;2 |
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Desarrollo y análisis del documento de Comercialidad del campo Orión 27 en el Valle Superior del Magdalena, integrando aspectos geológicos, técnicos, económicos y de yacimiento para determinación de su potencial productivo - Informe de práctica550 - Ciencias de la tierra::551 - Geología, hidrología, meteorología1. Ciencias NaturalesAnálisis de comercialidadEvaluación económicaPetróleoSTOIIPGeologíaFiguras, tablasEste trabajo desarrolla el análisis de comercialidad del campo Orión 27, ubicado en la cuenca del Valle Superior del Magdalena, hacia el Norte de Neiva. Integrando aspectos geológicos, técnicos, económicos y de yacimiento para determinar el potencial productivo de la Formación Honda, ya que el campo produce principalmente de la Formación Monserrate la cual actualmente presenta un VPN negativo debido al declive en su producción, por ello se busca dar una solución viable para mantener la vida útil del campo. Por analogías con zonas vecinas donde se produce aceite de la Formación Honda se pensó en probar en esta unidad para el campo Orión 27 obteniendo resultados favorables en el pozo N-3, por ello el estudio parte de la elaboración de un documento de comercialidad, herramienta estratégica que sustenta la viabilidad del proyecto ante Ecopetrol y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). La investigación incluye la caracterización del contexto geológico regional, la interpretación sísmica y la construcción de un modelo estático 3D en Petrel para la Formación Honda, identificada como unidad objetivo por su potencial como roca reservorio. El análisis estratigráfico determinó que la Formación Honda se compone de dos paquetes operacionales: unidades inferiores (TH4–TH8B), asociadas a ambientes fluviales trenzados y anastomosados, y unidades superiores (TH0–TH3C), vinculadas a ríos anastomosados, siendo las inferiores las más favorables por su mayor contenido arenoso y evidencia de impregnación de hidrocarburos. El modelo estructural reveló la influencia de la Falla Baché, que presenta comportamiento inverso en el norte y normal en el sur, asociado al efecto tijera, lo que condiciona la compartimentación y continuidad del reservorio. El cálculo volumétrico 3D arrojó un STOIIP de 55 a 60 millones de barriles. Finalmente, se diseñó un plan de desarrollo conceptual y se realizó la evaluación económica bajo los lineamientos corporativos (GIP-I-013), considerando cuatro escenarios. El Escenario cuatro, que incluye producción en Monserrate, apertura de la Formación Honda en el pozo N-3, siete workovers y cuatro nuevas perforaciones, resultó ser la opción más rentable, con un VPN positivo de (22 a 24) millones de dólares y una extensión de la vida económica del campo hasta 2040, consolidándose como la estrategia óptima para garantizar la sostenibilidad del activo. Este estudio demuestra la importancia de integrar análisis geológicos, modelado estático y evaluación financiera para la toma de decisiones estratégicas en campos, contribuyendo al desarrollo sostenible de la industria petrolera colombiana.This paper analyzes the commercial viability of the Orión 27 field, located in the Upper Magdalena Valley basin, north of Neiva. It integrates geological, technical, economic, and reservoir aspects to determine the production potential of the Honda Formation, since the field mainly produces from the Monserrate Formation, which currently has a negative VPN due to the decline in its production. Therefore, the aim is to provide a viable solution to maintain the field's useful life. By analogy with neighboring areas where oil is produced from the Honda Formation, it was decided to test this unit for the Orión 27 field, obtaining favorable results in the N-3 well. Therefore, the study begins with the preparation of a commercial viability document, a strategic tool that supports the viability of the project before Ecopetrol and the National Hydrocarbons Agency (ANH). The research includes the characterization of the regional geological context, seismic interpretation, and the construction of a 3D static model in Petrel for the Honda Formation, identified as a target unit due to its potential as reservoir rock. Stratigraphic analysis determined that the Honda Formation is composed of two operational packages: lower units (TH4–TH8B), associated with braided and anastomosed fluvial environments, and upper units (TH0–TH3C), linked to anastomosing rivers, with the lower ones being the most favorable due to their higher sand content and evidence of hydrocarbon impregnation. The structural model revealed the influence of the Baché Fault, which exhibits inverse behavior in the north and normal behavior in the south, associated with the scissor effect, which conditions the compartmentalization and continuity of the reservoir. The 3D volumetric calculation yielded an STOIIP of 55-60 million barrels. Finally, a conceptual development plan was designed, and an economic evaluation was carried out under corporate guidelines (GIP-I-013), considering four scenarios. Scenario four, which includes production in Monserrate, opening of the Honda Formation in the N-3 well, three workovers, and four new drillings, proved to be the most profitable option, with a positive NPV of $22-24 million and an extension of the field's economic life until 2040, consolidating itself as the optimal strategy to ensure the sustainability of the asset. This study demonstrates the importance of integrating geological analysis, static modeling, and financial evaluation for strategic decision-making in fields, contributing to the sustainable development of the Colombian oil industry.Introducción -- Objetivos -- Objetivo general -- Objetivos específicos -- Localización -- Marco teórico -- Documento comercialidad -- Sistema petrolífero -- Tecnologías EOR -- VPN -- OOIP -- STOIIP -- Net gross -- PBU -- Workover -- Marco geológico -- Proterozoico (1200 – 1000 Ma) -- Paleozoico temprano (540-400 Ma) -- Paleozoico tardío (320-250 Ma) -- Triásico (250- 200 Ma) -- Jurásico (200-145 Ma) -- Cretácico temprano (145-100 Ma) -- Cretácico medio (100 – 83 Ma) -- Cretácico tardío (83 – 66 Ma) -- Paleógeno y Neógeno (66 – 2 Ma) -- Plioceno – Pleistoceno -- Metodología -- Fase preliminar: recopilación y análisis documental -- Modelado estático de la formación Honda -- Estudio y diseño conceptual del campo Orión 27 -- Análisis financiero -- Historia del campo Orión 27 -- Evolución tectónica regional -- Estratigrafía -- Evaluación modelo estático -- Modelo estratigráfico -- Modelo estructural e interpretación sísmica -- Creación del cálculo volumétrico para determinar el STOOIP -- Diseño del plan de desarrollo conceptual -- Evaluación económica -- Conclusiones -- Recomendaciones -- ReferenciasPregradoGeólogo(a)Universidad de CaldasFacultad de Ciencias Exactas y NaturalesManizales, CaldasGeologíaMarín Arias, Juan PabloCardona, John JairoNúñez Zárate, Danna Valentina2026-02-10T15:51:01Z2026-02-10T15:51:01Z2026-02-09Trabajo de grado - Pregradohttp://purl.org/coar/resource_type/c_8042Textinfo:eu-repo/semantics/workingPaper105 páginasapplication/pdfapplication/pdfapplication/pdfapplication/pdfhttps://repositorio.ucaldas.edu.co/handle/ucaldas/26610Universidad de CaldasRepositorio Institucional Universidad de Caldasrepositorio.ucaldas.edu.cospaAAPG Wiki. (n.d.). Predicting hydrocarbon recovery. https://wiki.aapg.org/Predicting_hydrocarbon_recoveryAgencia Nacional de Hidrocarburos. (2009). Evaluación del potencial hidrocarburífero del Valle Superior del Magdalena. ANH.Agencia Nacional de Hidrocarburos. (2016). Resolución No. 41251 del 23 de diciembre de 2016. Diario Oficial de la República de Colombia.Ahmed, T. (2010). Reservoir engineering handbook (4th ed.). Gulf Professional Publishing.Bayona, G., Rapalini, A. E., & Costanzo-Álvarez, V. (1994). Paleomagnetism and paleogeography of Jurassic volcanic rocks from the Cordillera Oriental of Colombia. Journal of South American Earth Sciences, 7(3–4), 307–316. https://doi.org/10.1016/0895-9811(94)90031-0Beltrán, N., & Gallo, J. (1968). Contribución al conocimiento geológico del Valle Superior del Magdalena. Geología Colombiana, 5, 1–45.Brealey, R. A., Myers, S. C., & Allen, F. (2020). Principles of corporate finance (13th ed.). McGraw-Hill Education.Cediel, F., & Cáceres, C. (2000). Late Paleozoic to Jurassic tectonic evolution of the Northern Andes. In U. Cordani et al. (Eds.), Tectonic evolution of South America (pp. 709–724). DAG-CPRM.Cediel, F., Shaw, R. P., & Cáceres, C. (2003). Tectonic assembly of the Northern Andean Block. In C. Bartolini et al. (Eds.), The circum-Gulf of Mexico and the Caribbean (AAPG Memoir 79, pp. 815–848). American Association of Petroleum Geologists.Cortolima. (2004). Caracterización geológica y ambiental del Valle Superior del Magdalena. Corporación Autónoma Regional del Tolima.Dake, L. P. (1983). Fundamentals of reservoir engineering. Elsevier.Earlougher, R. C. (1977). Advances in well test analysis. Society of Petroleum Engineers.Ecopetrol S.A. (s.f.). Informe técnico campo confidencial expansión piloto V3. Ecopetrol S.A.Ecopetrol S.A. (s.f.). Soporte comercialidad confidencial Honda. Ecopetrol S.A.Etayo-Serna, F. (1994). Estratigrafía del Cretácico inferior de Colombia. Ingeominas.Flórez, J., & Carrillo, G. (1994). Evolución sedimentaria del Cretácico inferior en el Valle Superior del Magdalena. Geología Colombiana, 18, 55–78.Green, D. W., & Willhite, G. P. (2018). Enhanced oil recovery. Society of Petroleum Engineers.Guerrero, J. (1997). Stratigraphy, sedimentology and tectonic evolution of the Honda Group, Upper Magdalena Valley, Colombia (Doctoral dissertation, University of Arizona).Howe, G. M. (1974). Stratigraphy of the Upper Magdalena Valley, Colombia. AAPG Bulletin, 58(12), 2508–2530.Lake, L. W., Johns, R. T., Rossen, W. R., & Pope, G. A. (2014). Fundamentals of enhanced oil recovery. Society of Petroleum Engineers.Mojica, J., & Franco, R. (1990). Estructura y evolución tectónica del Valle Medio y Superior del Magdalena, Colombia. Geología Colombiana, 17, 41–64.Mora, J. A. (2006). Modelo estratigráfico para el Cretácico basal en el norte de la subcuenca de Neiva, Valle Superior del Magdalena, Colombia. En VIII Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas (pp. 309–326).Montes, C., Cardona, A., Jaramillo, C., Pardo, A., Silva, J., Valencia, V., Ayala, C., Pérez-Angel, L., Rodríguez-Parra, L., & Ramírez, V. (2019). Tectonic evolution of the northern Andes: The Eastern Cordillera of Colombia. Earth-Science Reviews, 198, 102903. https://doi.org/10.1016/j.earscirev.2019.102903Ross, S. A., Westerfield, R. W., & Jaffe, J. (2019). Corporate finance (12th ed.). McGraw-Hill Education.Schlumberger. (2026). Workover. Energy Glossary. https://glossary.slb.com/terms/w/workoverTiab, D., & Donaldson, E. C. (2016). Petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties (4th ed.). Gulf Professional Publishing.Van Houten, F. B., & Travis, R. B. (1968). Cenozoic continental deposits of the Upper Magdalena Valley, Colombia. 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