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EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS

(ECOPETROL)

MANUAL DE ENTREGA DE INFORMACION TECNICA

Manual de Entrega de Información Técnica 2

EMPRESA COLOMBIANA DE PETROLEOS

(ECOPETROL)

MANUAL DE ENTREGA DE INFORMACION TECNICA

VERSIÓN FECHA

2.0 Julio de 2000 2.1 Agosto de 2001 2.2 Octubre de 2001


CONTENIDO

OBJETIVO____________________________________________________ 4

INTRODUCCION ______________________________________________ 4

1. PROTOCOLO PARA ENTREGA DE INFORMACION _________________ 5

2. DESCRIPCION DE LA INFORMACION A ENTREGAR ________________ 9

2.1 ENTREGA DE INFORMACION GEOFISICA ___________________ 9

2.2 ENTREGA DE INFORMACION DE POZO _____________________ 14

2.3 ENTREGA DE MAPAS CON INFORMACION CULTURAL __ 20

2.4 ENTREGA DE INFORMACION GENERADA A PARTIR DE ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS_____________________________ 22

2.5 ENTREGA DE INFORME DE PROSPECTIVIDAD DEL BLOQUE CONTRATADO____________________________________________ 24

2.6 ENTREGA DE INFORME TÉCNICOS ANUALES (ENTREGADOS MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA)__________ 25

ANEXO 1. FORMATOS DE ENTREGA INFORMACION DE POZO ________ 26

ANEXO 2. FORMATOS DE ENTREGA INFORMACION GEOFISICA ______ 60

ANEXO 3. INFORMACION GENERAL ______________________________ 83


MANUAL DE ENTREGA DE INFORMACION TECNICA OBJETIVO El objetivo de este manual es el de establecer las normas, flujos y procedimientos para la entrega, a la Empresa Colombiana de Petróleos – Ecopetrol, de toda la información técnica adquirida en desarrollo de los diferentes contratos de exploración y producción, suscritos entre Ecopetrol y las compañías Asociadas y/ó de servicios. INTRODUCCION La información técnica histórica recopilada de actividades de Exploración y Producción ha jugado un papel muy importante en la exploración de hidrocarburos. Su volumen, complejidad e importancia han crecido exponencialmente originando la necesidad de organizarla y validarla adecuadamente a efectos de poder compartirla, publicarla y accesarla oportunamente. Para tal efecto la información debe ser clasificada de acuerdo al área del conocimiento y los tipos de información para garantizar su completitud, integridad, calidad y seguridad. Este manual es la guía oficial para la formalización de la entrega de información técnica. Su actualización será hecha periódicamente para ajustarse a las nuevas tecnologías y formatos de la industria.


1. PROTOCOLO PARA ENTREGA DE INFORMACION Toda entrega de información técnica deberá realizarse personalmente (por un delegado de la compañía asociada y/ó de servicios) a Ecopetrol, inmediatamente se adquiera, en el sitio de entrega especificado en el capítulo 2 de este manual relacionado con la descripción de la información a entregar. Esta información deberá venir acompañada de una comunicación oficial de la compañía asociada en la que se describa el total de información que esta entregando en términos de medios, tipo de información y formatos. Los sitios establecidos para la entrega de información, de acuerdo con su tipo son: • Ecopetrol:

1) Documentos físicos (copias en papel ó CD): Archivo VEP (Vicepresidencia Adjunta de Exploración) Calle 37 No. 8-43 piso 13. Edificio Colgas –Bogotá

2) Documentos electrónicos (archivos): envío por e-mail a : [email protected]

• BIP: Banco de Información Petrolera - Cr 9 #76 – 49, piso 2. Bogotá • ICP: Instituto Colombiano del Petróleo - Litoteca Nacional Km. 7 autopista a

Piedecuesta , Bucaramanga (Santander). La información será entregada directamente al responsable de la recepción de información física de acuerdo al sitio de entrega; esta persona realizará una verificación física del material que se entrega contra la comunicación de la Compañía y generará un transmital en el que se detalle el material que se entregó, el cual llevará el sello y la fecha incluyendo el día como certificación de la entrega física de la información. Toda la información debe venir debidamente identificada y rotulada. La información mínima que debe incluirse en la comunicación de la Compañía es, según aplique: 1. Compañía Asociada/Operadora/Servicios. 2. Contrato de Exploración y/ó producción.


3. Campo de producción 4. Fecha de Entrega incluyendo el día (DD-MM-YYYY). 5. Tipo de información (Sísmica, pozos, etc.) 6. Programa Sísmico. 7. Lista de Líneas sísmicas adquiridas. 8. Lista de Swath adquiridos. 9. Kilómetros adquiridos 2D. 10. Kilómetros cuadrados adquiridos 3D. 11. Cantidad y tipo de medios físicos con información Sísmica. 12. Nombre del pozo. 13. Profundidad total. 14. Descripción del pozo (desviado, con sidetrack, etc.). 15. Coordenadas del pozo (Geodésicas). 16. Listado de los informes técnicos asociados a los diferentes tipos de

información. 17. Listado de registros eléctricos adquiridos 18. Formato de información magnética de registros di es el caso 19. Información General del representante de la Compañía Asociada (Nombre

del representante, dirección, teléfono, fax, email, etc.) 20. Titulo de los mapas 21. Escala 22. Sistema de Coordenadas 23. Proyección 24. Area de Cobertura 25. Compañía de Servicios para cada tipo de Información. Cumplido el paso referente a la entrega física de la información, Ecopetrol tendrá un periodo de dos (2) meses para verificar técnicamente la información recibida, después de este lapso de tiempo, enviará una comunicación oficial a la Compañía Asociada/Compañía de Servicios, con un registro detallado del estado en que encontró la información (cumplimiento de los estándares, calidad de la información, etc.). • Si la información es técnicamente completa, Ecopetrol expedirá un

“RECIBIDO A SATISFACCIÓN” a la compañía Asociada y/ó Servicios.

• Si la información no es técnicamente aprobada, Ecopetrol podrá no aceptar la entrega total de la misma o autorizar una entrega parcial. En caso de no ser aceptada la entrega, la Compañía Asociada/Servicios deberá reclamar la información en el sitio donde la entregó.

• En el caso de entrega parcial, se recibirán los productos aprobados y se

devolverá los productos que técnicamente no sean aceptados, este tipo de


entrega se considerará como entrega parcial y no se expedirá el “Paz y Salvo”, hasta tanto la información a entregar cumpla con la cantidad y los estándares técnicos establecidos.

Todos los productos entregados después de una “entrega parcial” seguirán el mismo proceso de verificación técnica como si fuera una “entrega inicial”. Para casos especiales como la toma de registros eléctricos en pozos y pruebas iniciales de producción, la compañía Asociada debe entregar en la locación al representante de Ecopetrol una copia de la información generada, tanto en papel como medio magnético (LIS y LAS). El estándar general para los productos a entregar incluyendo aquellos estudios y reportes técnicos que no se incluyen en este documento, en lo referente a formatos es : - Todo lo relacionado con texto se debe entregar en PDF - La información tabular debe presentarse en ASCII y por columnas. - Las gráficas se deben entregar en JPEG, TIFF o GIF (gráficas aisladas) o

incluidas en el documento (PDF). - Para documentos que hayan sido firmados o sellados por entidades oficiales

se debe entregar en TIFF-G4. - Los mapas se deben entregar en formato E00 y Shape (Los dos formatos). - Los mapas e imágenes que no sea posible convertir a E00 y Shape (Ejm:

secciones sísmicas) se deben entregar en TIFF (como formato magnético) y en algunos casos especiales CGM.

- Las imágenes asociadas a ubicaciones geográficas (Mapas) deben ser entregadas en formato GeoTiff.

Todo lo concerniente a cantidad, formatos específicos y medios de entrega se presenta más adelante para cada tipo de información aunque es necesario resaltar que si la información a entregar en medio magnético es de un tamaño menor a 1.5 Mb, puede ser enviada de forma electrónica mediante e-mail a la dirección de correo establecida anteriormente


ENTREGA DE INFORMACION CUANDO SE RENUNCIA A UN BLOQUE Al momento de la renuncia o terminación de un contrato, la compañía asociada deberá estar al día en la entrega de información de acuerdo a las obligaciones exploratorias adquiridas hasta el momento de renuncia o terminación del contrato, conforme al detalle de entrega de información del presente manual. Una vez Ecopetrol verifique la entrega a satisfacción de esta información, generará un paz y salvo de entrega de información de los compromisos exploratorios del respectivo contrato.


2. DESCRIPCION DE LA INFORMACION A ENTREGAR

2.1 ENTREGA DE INFORMACION GEOFISICA SISMICA 2D Y 3D Los documentos y productos que se deben entregar como resultado de actividades de adquisición, (re)procesamiento e interpretación sísmica 2D y 3D son los siguientes: FASE DE ADQUISICION SISMICA 2D Y 3D

ITEM PRODUCTOS CANT. FORMATO MEDIOS SITIO DE ENTREGA1 Estudio de Impacto Ambiental 1 PDF Papel y envío

archivo por email

BIP

2 Plan de Manejo Ambiental del proyecto

1 PDF Papel y envío archivo por

email

BIP

3 Copia de la resolución por la cual se otorgó la Licencia Ambiental y/o estableció un plan de manejo ambiental


email

BIP

4 Contrato sísmico y Diseño del Programa “Preplot”

1 PDF (Gráficos en TIFF, GIF o JPEG o incluidos en el documento)

Papel y envío archivo por

email

BIP

5 Informe final de auditoria ambiental presentado a la autoridad ambiental competente


email

BIP

6 Reporte Quincenal de avance de adquisición


email

Ecopetrol

7 Información de Soporte a la Adquisición Sísmica 2D y 3D

1 PDF Papel y CD BIP

8 Reporte Final de Adquisición 1 PDF Papel y CD BIP

9 Ukooas finales ajustadas del Programa (Lineas/Swath)

1 Ukooa-84, sps CD o email BIP


10 Registros Sísmicos de Campo en Medio Magnético

1 SEG-D o SEG-Y (Demiltiplexado - Dmux)

3490 BIP

11 Mapa final de Adquisición 1 E00 y Shape Format (casos especiales DWG)

Papel y CD BIP

FASE DE PROCESO Y REPROCESO SISMICO

ITEM PRODUCTOS CANT. FORMATO MEDIOS SITIO DE ENTREGA

1 Reporte Final de Procesamiento 1 PDF Papel y CD BIP 2 Sección Sísmica de la línea

procesada o reprocesada en una escala definida por Ecopetrol y la Compañía Asociada.

1 Película / Papel / TIFF

Film y Papel y CD

BIP

3 Información Sísmica Apilada o Migrada en Medio Magnético

1 SEGY 3490 BIP

4 Ukooa generada por el Proceso o Reproceso

1 Ukooa-84 CD o email BIP

5 Ukooa de campo empleada para el Proceso o Reproceso

1 Ukooa-84 CD o email BIP

Para cada proceso o reproceso realizado se debe entregar un CD (físicamente) con el siguiente paquete de información (Todo lo enumerado a continuación debe ir grabado en un CD):


1 Reporte Final de Procesamiento 1 PDF CD BIP

2 Campos de velocidades 1 ASCII CD o email BIP

3 Mapas 1 TIFF o E00 y Shape Format

CD BIP

4 CGM de los procesos (Apilados y Migraciones)

1 CGM CD BIP

5 Ukooa de Proceso o Reproceso 1 Ukooa-84 CD o email BIP

6 Side Label 1 TIFF (Debe incluir la relación SP/CDP)

BIP


FASE DE INTERPRETACION SISMICA


1 Informe final de Interpretación 1 PDF Papel y CD BIP

2 Mapas producto de las interpretaciones (Horizontes)

1 TIFF o E00 y Shape Format

Papel y CD BIP

3 Secciones Sísmicas Interpretadas 1 TIFF Papel y CD BIP

4 Información de Interpretación Sísmica en Medio Magnético

1 ASCII CD BIP

5 BackUp de proyecto en software de interpretación de GeoQuest, Landmark u otros.

1 Back Up Exabyte 8mm o DAT 4mm

BIP

MAGNETOMETRIA Los documentos y productos que se deben entregar como resultado de actividades de adquisición e interpretación magnetométrica son los siguientes:


1 Informe final de Operaciones de Campo


2 Informe referente a medición de suceptibilidades de roca


3 Informe final de Interpretación. 1 PDF Papel y CD BIP

4 Datos de campo en Medio Magnético

1 ASCII CD BIP

5 Datos de procesamiento en Medio Magnético

1 ASCII CD BIP

6 Mapas y Perfiles de Interpretación.

1 ASCII o E00 y Shape Format (DWG en algunos casos)

Papel y CD BIP


GRAVIMETRIA Los documentos y productos que se deben entregar como resultado de actividades de adquisición e interpretación gravimétricas son los siguientes:


1 Informe final de Operaciones de Campo


2 Informe de Procesamiento 1 PDF Papel y CD BIP


4 Datos en Medio Magnético 1 ASCII CD BIP

5 Mapas de Interpretación. 1 ASCII o E00 y Shape Format (DWG en algunos casos)

Papel y CD BIP

METODOS ELECTRICOS Y MAGNETOTELURICOS Los documentos y productos que se deben entregar como resultado de actividades de adquisición e interpretación de Métodos Eléctricos y Magnetotelúricos son los siguientes:


1 Informe final de Adquisición 1 PDF Papel y CD BIP

2 Informe final de procesamiento 1 PDF Papel y CD BIP


4 Datos en Medio Magnético 1 ASCII CD BIP

5 Mapas de Interpretación. 1 ASCII o E00 y Shape Format (DWG en algunos casos)

Papel y CD BIP


INFORMACION DE CONTROL GEOLOGICO ASOCIADO A CAMPAÑAS GEOFISICAS De los trabajos de control geológico a lo largo de la línea que se desarrollen dentro de los proyectos sísmicos se deberá entregar la siguiente información:


1 Copia del Informe Geológico Final de campo


2 Copia de los mapas generados


Papel y CD BIP

3 Columna estratigráfica generalizada


Papel y CD BIP

4 Columna estratigráfica detallada de las Formaciones de interés


Papel y CD BIP

5 Perfiles de correlación con pozos cercanos


Papel y CD BIP

6 Interpretación estructural y estratigráfica


Papel y CD BIP

7 Muestras de afloramiento 1 juego ICP

8 Muestras de ripios de las perforaciones

1 juego ICP

Las muestras de afloramiento y las muestras de ripios de las perforaciones deben ser enviada directamente al ICP - Litoteca de Ecopetrol en el Instituto Colombiano del Petróleo en Bucaramanga y toda la información debe ir debidamente identificada, rotulada y en los parámetros especificados para este tipo de información.


2.2 ENTREGA DE INFORMACION DE POZO FASE DE PLANEACION (ESPECÍFICAMENTE)


1 Estudio de Impacto Ambiental del proyecto


email

BIP

2 Copia de la resolución del Ministerio del Medio Ambiente por el cual se otorga la Licencia Ambiental y/o se aprueba el Plan de Manejo Ambiental


email

BIP

3 Pólizas de Cumplimiento 1 PDF Papel y envío archivo por

email

BIP

4 Información de Contratos 1 PDF Papel y envío archivo por

email

Ecopetrol

5 Prognósis Geológica 1 PDF o compatible TIFF, GIF o JPEG.

Papel envío archivo por

email

BIP

6 Prospecto del Pozo 1 PDF Papel y envío archivo por

email

BIP

7 Plan de manejo ambiental 1 PDF Papel y envío archivo por

email

BIP

8 Intención de Perforar - Forma 4CR aprobada por MinMinas


email

BIP

9 Poster del Pozo 1 TIFF Papel envío archivo por

email

BIP


FASE DE PERFORACIÓN (ESPECIFICAMENTE)


1 Informes Diarios de Perforación

1 PDF Papel y envío archivo por email

Ecopetrol

2 Informe Geológico Semanal 1 PDF Papel y envío archivo por email

Ecopetrol

3 Informe Quincenal de Perforación – Forma 5CR


Ecopetrol

4 Reportes Geológicos quincenal durante el avance de la perforación


Ecopetrol

5 Reporte de Ingeniería quincenal durante el avance de la perforación

1 PDF Papel envío archivo por email

Ecopetrol

6 Informe Final de Mud Logging


7 Informe Final de Ingeniería 1 PDF Papel y CD BIP

8 Informe Geológico Final 1 PDF Papel y CD BIP

9 Informe Final de Perforación 1 PDF Papel y CD BIP

10 Informe Final de Lodo de Perforación



FASE DE COMPLETAMIENTO Y PRUEBAS (ESPECIFICAMENTE)


1 Informe de terminación oficial (Forma 6CR)


BIP

2 Informe de Taponamiento y Abandono (Forma 10A CR)


BIP

3 Informes de Producción Inicial


Ecopetrol

4 Informes de trabajos posteriores a la perforación


BIP

5 Justificación de Abandono 1 PDF Papel y envío archivo por email

BIP

6 Acta de Terminación 1 PDF Papel y envío archivo por email

BIP

7 Informes de Pruebas 1 PDF Papel y envío archivo por email

BIP

8 Informe de Análisis de Laboratorio (PVT’s, análisis especiales de corazones)


BIP

9 Estudios de Permeabilidad y Porosidad (Análisis básicos de corazones, descripción detallada de corazones, correlaciones registro-roca)


BIP

10 Informes de Completamiento 1 PDF Papel y envío archivo por email

BIP

11 Informes de Recompletamiento y Reacondicionamiento


BIP

12 Informe de Auditoria Ambiental


BIP


PRODUCTOS A ENTREGAR DURANTE LAS FASES DE PERFORACION Y PRODUCCION

ITEM PRODUCTOS CANT. FORMATO MEDIOS SITIO DE ENTREGA 1 Registros de Pozo

Adquisición - Imagen 2 paquetes

(1 por escala para

cada servicio)

Imagen (PDS o CGM)

Cada paquete consiste en Papel

B&W o Color, Película y CD o DAT

4mm o Exabyte 8 mm

BIP

2 Registros de Pozo Adquisición - Medio Magnético

1 medio magnético

DLIS / LIS CD o Exabyte 8mm o DAT de 4mm

BIP

3 Registros de Pozo Procesamiento - Imagen

1 paquete (1 por

proceso para cada corrida)

Imagen (PDS o CGM)

Papel Color y CD BIP

4 Registros de Pozo Procesamiento - Medio Magnético

1 medio magnético

DLIS / LIS / LAS

CD o Exabyte 8mm o DAT de 4mm

BIP

5 Informe Final de Procesamiento o Interpretación de los registros de pozo


6 Sísmica de Pozo Adquisición - Imagen

1 paquete (1 por cada

corrida)

Imagen (PDS o CGM)

Cada paquete consiste en Papel

B&W, Película y CD o DAT 4mm o Exabyte 8 mm

BIP

7 Sísmica de Pozo Adquisición - Medio Magnético

1 DLIS / LIS CD o Exabyte 8mm o DAT de 4mm

BIP

8 Sísmica de Pozo Procesamiento - Imagen

1 Imagen (PDS o CGM)

Papel y CD o Exabyte 8 mm o

DAT 4mm

BIP

9 Sísmica de Pozo Procesamiento- Medio Magnético

1 SEGY CD o Exabyte 8mm o DAT de 4mm

BIP

10 Informe Final de Procesamiento o Interpretación de la sísmica de pozo



11 Datos direccionales del pozo (Imagen).

1 Imagen (En TIFF, GIF o JPEG)

CD o email BIP

12 Datos direccionales del pozo (Medio Magnético)

1 LAS / ASCII CD o email BIP

13 Informe de la adquisición de la información direccional


14 Informe de las pruebas iniciales del Pozo

1 PDF Papel y CD o email BIP

15 Muestras de Zanja / según especificaciones ICP

2 Juegos 1 sin lavar y otro seco

ICP

16 Corazones Convencionales / según especificaciones ICP

1 juego Sección 2/3 del núcleo, fotografías, Core Gamma, etc.

Los reportes deben ir en PDF, las

fotografías en TIFF y el Core Gamma en LAS. Todo esto en

un CD.

ICP

17 Corazones de Pared / según especificaciones ICP

Corazones, placas, etc.

Los reportes deben entregarse en PDF

en CD.

ICP

18 Información Geoquímica 1 PDF y ASCII (Info. tabular)

Papel y CD o email BIP

19 Mapas generados por intepretaciones Geoquímicas

1 E00 y Shape Format o DWG

Papel y CD BIP

20 Información Bioestratigráfica 1 PDF y ASCII (Info. tabular)

Papel y CD o email BIP

21 Mapas generados por intepretaciones Bioestratigráficas

1 E00 y Shape Format o DWG

CD BIP

22 Informe final del Pozo 1 PDF Papel y CD BIP


Registro Gráfico Compuesto 1 TIFF, GIF o JPEG

Papel y CD BIP


2.3 ENTREGA DE MAPAS CON INFORMACION CULTURAL El estándar de los mapas con información cultural es el siguiente:

ITEM TEMAS SUBTEMA CANT. FORMATO MEDIO SITIO DE ENTREGA

1 Cultural Hidrografía, Curvas de Nivel, División Política (corregimientos, poblaciones, departamentos, corporaciones, hitos, límites internacionales, capitales, límite continental), Vías

1 Imagen (TIFF o GeoTiff) Vector

(E00 y Shape format)

Papel y CD o DAT 4mm o

Exabyte 8mm

BIP

2 Información Ambiental

Reservas, Comunidades Indígenas, Parques Naturales, Reservas Forestales, Negritudes, Licencias Ambientales, Estudios de Impacto Ambiental




Exabyte 8mm

BIP

3 Infraestructura Petrolera

Poliductos, Estaciones de Bombeo. Campos y Rezumaderos




Exabyte 8mm

BIP

4 Geología Cuencas, Geología de Superficie, subsuelo (tiempo – profundidad).




Exabyte 8mm

BIP

5 Imágenes Mapas preservados como Imágen

1 Imagen (TIFF o GeoTiff)


Exabyte 8mm

BIP

6 Metadatos Información asociada a las imágenes de datos preservados

1 ASCII o DBF Papel y CD o Diskette o email

BIP

La información (vector) debe ser entregada en formato E00 y Shape files (los dos formatos), para los temas culturales, ambientales, de campos, cuencas e infraestructura petrolera. El archivo DBF que hace parte del formato shape, debe acompañarse de un listado de los atributos que se consideren confidenciales, no contener en los datos caracteres como vocales con tilde, “ñ” y demás caracteres especiales y en los casos en que no aplique el valor de fecha dejar el campo en


blanco (no completar con otros caracteres). Todos los mapas entregados en papel deben venir a la escala original y en color (involucrando los estándares para los diferentes atributos). Todos los archivos DBF deben ser acompañados de la descripción de todos los atributos incluidos en el archivo. La información debe ser entregada en CD o en formato TAR en cintas de 4mm u 8mm. Adjunto se debe entregar un listado especificando, para cada archivo, Tema, Fuente, Escala, Sistema de Coordenadas y Proyección. En lo referente a los estándares de digitalización para el Sistema de Información Geográfica, al igual que el estándar de Metadatos (Mínimos y Detallados) existe un manual técnico detallado que será suministrado por Ecopetrol a solicitud de la Compañía Asociada.


2.4 ENTREGA DE INFORMACION GENERADA A PARTIR DE ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS LEVANTAMIENTOS TOPOGRAFICOS Y CAMPAÑAS DE POSICIONAMIENTO Los productos que se deben entregar como resultado de actividades de Levantamientos Topográficos y Campañas de Posicionamiento son los siguientes:


1 Informe final de Operación (Relativo a Topografía)

1 PDF / Mapas en sus respectivo formatos

Papel y CD BIP

2 Mapas 1 E00 y Shape o DWG en algunos casos.

DAT 4mm o Exabyte 8mm

o CD

BIP

3 Información de coordenadas 1 ASCII (UKOOA) CD o email BIP

GEOLOGIA DE CAMPO Los productos que se deben entregar como resultado de Estudios de Geología de Superficie adelantados por la Compañía Asociada son los siguientes:


1 Informe final del trabajo 1 PDF Papel y CD BIP

2 Mapas Geológicos 1 E00 y Shape o DWG en algunas ocasiones. En el caso de ser georreferenciados se debe utilizar GeoTiff.

Papel y DAT 4mm o Exabyte 8mm o

CD

BIP

3 Secciones litológicas levantadas y cortes geológicos.

1 TIFF, GIF o JPEG Papel y DAT 4mm o Exabyte 8mm o

CD

BIP

4 Copia de todos los análisis realizados (Geoquímicos, Paleotologicos, petrográficos, etc.)



SENSORES REMOTOS Los productos que se deben entregar como resultado de adquisición, proceso o interpretación de información a partir de sensores remotos son los siguientes:


1 Fotografías Aéreas 1 Dependiendo del tipo específico de la adquisición. Es posible utilizar GeoTiff.

Fotografía y Exabyte 8mm o DAT 4mm

BIP

2 Memorias sobre procedimientos e interpretaciones

1 PDF y gráficos en TIFF, GIF o JPEG

Papel y CD BIP


2.5 ENTREGA DE INFORME DE PROSPECTIVIDAD DEL BLOQUE CONTRATADO INFORME DE PROSPECTIVIDAD DEL BLOQUE CONTRATADO


1 Informe de prospectividad del área con la evaluación e interpretación de la misma.



2.6 ENTREGA DE INFORME TÉCNICOS ANUALES (ENTREGADOS MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA)


1 Informe presentado a Ministerio de Minas y Energía



ANEXO 1.

FORMATOS DE ENTREGA DETALLADOS PARA INFORMACION DE POZO


1. DOCUMENTACION PARA POZOS EXPLORATORIOS, DE DESARROLLO

Y ESTRATIGRAFICOS 1.1 FASE DE PLANEACION Durante la fase de planeación de un pozo y antes de la perforación, la Compañía Operadora debe enviar a ECOPETROL: � Informe de viabilidad ambiental y copia de los permisos ambientales emitidos

por la entidad competente. � Permiso del Ministerio del Medio Ambiente. � Pólizas de cumplimiento. � Información de Contratos. � Prognósis Geológica en la que se incluya: Un resumen que contenga

(localización preliminar, elevación, objetivos preliminares y objetivos secundarios), justificación geológica y geofísica, estudio geológico regional, interpretación de líneas sísmicas, correlación estratigráfica y estructural, columna estratigráfica generalizada especificando horizontes guía de las formaciones, marcadores geológicos, cálculo de reservas, tipo de trampa, mapas estructurales al tope de los objetivos exploratorios principales y secundarios, mapas de contornos al tope y base de las Formaciones de interés, cortes estructurales, mapa de localización del campo y del pozo, programa de corazonamiento y de registros.

� Prospecto del pozo en el cual se incluirá evaluación del riesgo del prospecto, plan de perforación en donde se incluya: programas de perforación, de brocas, de desviación, parámetros de perforación, lodos de perforación, herramientas en general, taladro requerido según profundidad, cementación, diseño de revestimiento, evaluación económica, y demás requerimientos de ingeniería.

� Estudios Ambientales sobre impacto ambiental, licencias y plan de manejo ambiental, declaratoria de efecto ambiental. Informe de viabilidad ambiental y copia de los permisos ambientales emitidos por la entidad competente.

� Intención de perforar (Forma 4 CR), debidamente aprobada por el Ministerio de Minas y Energía, acompañada por un Póster o afiche que incluya:

� Mapa de puntos en escala adecuada. � Líneas sísmicas interpretadas que representen la trampa a prospectar

con la localización del pozo. � Mapa de localización con los campos o pozos relacionados con el

prospecto.


� Mapa isocrono y estructural del área del prospecto al tope de la Formación o Formaciones objetivo.

� Prognósis de perforación. � Rótulo con:

♦ Coordenadas de superficie. ♦ Coordenadas de fondo. ♦ Objetivos. ♦ Cierres horizontal y vertical. ♦ Reservas estimadas (para 3 posibles escenarios). ♦ Riesgo geológico del prospecto.

� La compañía Asociada u Operadora debe programar, para todo pozo

exploratorio, un conjunto básico de registros que incluyan información básica sobre Resistividad, Porosidad, Tiempo de Tránsito (sónico) y Registro de Velocidad y Buzamiento.

1.2 FASE DE PERFORACION Durante la fase de perforación y operación, la compañía Asociada y la Operadora deben tener en cuenta lo siguiente: � En cada pozo que se perfore en el área del contrato se deberá materializar

un punto de precisión geodésica obtenido por satélite y aceptado por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC) con su respectiva señal azimutal.

� La compañía Operadora debe informar a ECOPETROL, por lo menos con ocho (8) días de anticipación, el día de inicio de la perforación y a partir de esta fecha, presentará diariamente y antes de las 9 a.m. un reporte sobre el avance de la perforación (a ASO o AEX) vía telefax o Correo Electrónico (e-mail).

1.3. INFORMACION GEOLOGICA Y OPERATIVA La información geológica obtenida del pozo es muy importante para la toma de decisiones, por ello se hace necesario entregar tanto la información reportada como avances de la perforación como la información y análisis realizados al termino de la perforación.


1.3.1 Informes Parciales de Perforación Durante la perforación del pozo se generan varios informes parciales, que contienen información resumida de litología, manifestaciones de hidrocarburos, actividades de perforación, datos de lodo, tipo de broca, datos de desviación, etc., esta información debe ser presentada directamente a Ecopetrol; dentro de este tipo de información se considera principalmente: � Informe diario de perforación. � Informes de radio o su equivalente. � Informe Geológico diario. � Informe diario de ingeniería. � Informe Geológico semanal presentado al Ministerio de Minas. � Informe Geológico quincenal Forma 5CR del Ministerio de Minas. � Reporte diario de lodo. � Informes de cementación. � Informes de desviación. � Programas de cementación o de corrida de registros. � Información de registros eléctricos. 1.3.2. Informes Finales Fase de Perforación Otro tipo de información geológica y operativa que se genera durante la perforación de un pozo son los informes finales que deben cumplir algunos requerimientos y especificaciones para su presentación. Tales datos serán generados durante la fase de Adquisición y Procesamiento en la perforación de un pozo. Esta información debe ser entregada al BIP y está representada por los informes finales y los gráficos respectivos. Los informes finales que se presentaran son: Informes Geológicos y de Ingeniería los cuales deben tener sus anexos gráficos. 1.3.2.1. Informe final de geología Existen dos informes de geología, uno el presentado por la Compañía de servicios geológicos (Mud logging) y otro presentado por la Compañía Operadora del pozo y deben contener la siguiente información: Informe de Mud Logging


� Personal a cargo de la operación (Company man, Well Site, Loggers Corazonadores, Direccional, Ing de lodos, etc.).

� Topes de Formaciones dados por registros eléctricos y por litología, espesores y edades.

� Resumen de Unidades Geológicas. � Resumen de análisis de hidrocarburos conteniendo: � Tabla de manifestaciones de aceite � Tabla de manifestaciones de gas (hidrocarburos) � Tabla de manifestaciones de otros gases (CO2)

� Resumen de Calcimetría. � Descripciones de muestras de zanja (cada 10 pies o según los

requerimientos de ECOPETROL). � Descripción de Corazones. � Descripción de Muestras de pared (SWC). � Datos de desviación. � Conclusiones y recomendaciones. El informe geológico final de la Compañía Operadora además de la información anterior debe contener: � Interpretación y evaluación geológica final en la que se incluyan todos los

mapas de superficie y de fondo y los cortes geológicos y estructurales que se generen de la evaluación final, reinterpretaciones y correlaciones hechas durante el proceso de perforación y después, en los perfiles estructurales se debe presentar la trayectoria total del pozo.

� Interpretación de registros de pozo. � Topes definitivos. � Intervalos probados. � Datos de producción inicial. � Clasificación final del pozo. � Análisis de laboratorio. � Informe de Análisis Petrográficos. � Informe de Palinología. � Informe de Bioestratigrafia. � Informe de Análisis Químicos. � Informe de Análisis de Corazones. � Informe de Análisis de SWC. � Información de buzamientos y espesores reales.


Tanto los informes de Mud Logging como los de la Compañía Operadora deben presentar registro litológico, Registro litológico de perforación (Mud Logging) y Registro Gráfico Compuesto (Compañía Operadora). El Registro Litológico de perforación presentado por la Compañía de Servicios (Mud Loggging) debe contener la siguiente información: � Well Header o encabezado del registro en donde debe aparecer la

información general del pozo en forma clara y resumida, los datos que se registran aquí son: Nombre del pozo, Contrato, Compañía operadora, Clasificación inicial del pozo, Localización, Elevación, Fecha de iniciación y terminación de la perforación, Profundidad Final.

� Convenciones litológicas, de manifestaciones de hidrocarburos y demás parámetros del gráfico.

� La sección registrada deben contener la información del pozo, la operación y las observaciones a que haya lugar conforme a los estándares de la API.

� Profundidad. � Datos de lodo y Parámetros de perforación. � Curva Velocidad de perforación (ft/hr) (ROP). � Datos de lagtime. � Avance diario y costos diarios. � Curva de GR (si es tomada durante la perforación). � Datos de broca. � Litología porcentual. � Litología interpretada (según ROP, GR y Litología porcentual). � Datos del Revestimiento. � Diámetro del Hueco. � Curvas de Gas Total (en unidades). � Curvas de Cromatografía, diferenciando tipos de gas de hidrocarburos (en

ppm). � Manifestaciones de aceite (de forma cualitativa y gráfica VP - VG). � Trazas. � Datos de desviaciones (DS) para pozos verticales y (DIR) para pozos

direccionales. � Datos de topes tentativos de las diferentes unidades geológicas. � Problemas mecánicos durante la perforación. � Descripción litológica y descripción de las manifestaciones de aceite. � Curvas de Shale Density y Calcimetria solubilidad ( si fueron tomados

durante la perforación). El Registro Gráfico Compuesto debe contener:


� Well Header con la siguiente información: Nombre del pozo, Contrato,

Compañía Operadora, Localización y coordenadas definitivas, Cuenca, profundidad final, Formaciones productoras, intervalos probados, intervalos productores, fecha de iniciación y terminación de la perforación, Fecha de completamiento o abandono, datos de producción inicial, clasificación final del pozo.

� Convenciones litológicas, de manifestaciones de hidrocarburos y demás parámetros del gráfico.

� Resumen de registros de pozo. � Resumen de revestimiento y cementación. � Sección Registrada la cual contendrá la siguiente información: � Topes de formaciones (interpretados con los registros) y TVDSS. � Edad de las Formaciones. � Curvas ROP, GR, SP. � Curvas CALIPER (CAL), BIT SIZE. � Registros Nucleares. � Registros Sónicos. � Registros Resistivos. � Litología interpretada. � Datos de Revestimiento. � Intervalos Taponados. � Pruebas (Intervalos cañoneados y resultados de la prueba). � Manifestación de hidrocarburos. � Curvas de Cromatografia. � Datos de buzamientos. � Datos de producción inicial. � Intervalos operacionales importantes. � Niveles geológicos guía.

1.3.2.2. Informe Final de Ingeniería

Son los informes finales presentados por la Compañía de Servicios (Mud Logging) y por la Compañía Operadora El Informe de Ingeniería de la Compañía de Servicios deben contener: � Personal a cargo de la operación (Company man, Well Site, Loggers

Corazonadores, Direccional, Ing de lodos, etc.). � Nombre del personal a cargo de la operación (Company man, Well site,

Loggers, Corazonador, Direccional, Ing de lodos, etc.).


� Resumen de perforación (historia cronológica de la perforación y avance diario).

� Curva de avance de perforación. � Gráfico sobre el estado mecánico final del pozo, con tipos de revestimientos

y liner por secciones y diámetros. � Distribución de tiempo durante la perforación del pozo, especificando tiempo

neto de perforación; de circulación, de problemas, etc. � Informe de desviaciones. � Informe direccional sobre el pozo (desviado o con side track). � Tabla de reporte de brocas. � Tabla resumen de propiedades del lodo. � Resumen de la hidráulica del pozo. � Tablas de los parámetros de perforación. � Reportes de BHA. � Gráficos de los diferentes BHA utilizados. � Descripción de problemas mecánicos ocurridos durante la perforación, y la

solución que se dio a estos. � Conclusiones y recomendaciones. Los gráficos de ingeniería (principales) que deben ser presentados por la Compañía de Servicios son: � Gas Ratio Analysis, con los siguientes columnas: � ROP, GR. � Profundidad. � Litología interpretada. � Curvas de Gas Total (unidades) y Cromatografía (PPM o %). � Registro Resistivo. � Registro Nuclear. � Char R. � Wet R , Bal R.

� Drilling Parameters Log, con las siguientes columnas: � Curvas ROP, datos de brocas y de revestimientos. � Profundidad. � Litología interpretada. � Curvas WOB, HOOKLOAD. � Curvas Tabla RPM, TORQUE. � Curvas Peso de lodo entrando (MDIn) y peso de lodo saliendo o flujo

(FLT). � Curvas Pump Pressure (PP).


� Pressure Log, con las siguientes columnas: � ROP. � Curvas de Gas total (hidrocarburos) y otros gases que se presenten

durante la perforación. � Curvas de D Exponet (DEXP) y D Exponet corregido (DCEX). � Curvas de Fm Pressure, Fracture Gradient y Densidad de Circulación

equivalente (ECD). La Compañía Operadora presentará el Informe Final de Perforación, en el cual se encuentran además de la información presentada por la Compañía de Mud Logging, análisis de las operaciones, análisis detallado de problemas ocurridos durante la perforación y la solución, análisis de herramientas y materiales utilizados durante la perforación, evaluación económica y recomendaciones para futuras perforaciones. 2. PRODUCTOS PARA POZOS EXPLORATORIOS, DE DESARROLLO Y

ESTRATIGRAFICOS EN CUALQUIERA DE LAS FASES - PERFORACION O PRODUCCIÓN.

En este documento se presenta el conjunto mínimo de productos que deben ser entregados a la Empresa Colombiana de Petróleos, ECOPETROL, luego de la adquisición y procesamiento de los Registros de pozo correspondientes a trabajos de Hueco Abierto, Evaluación del Cemento y Producción. 2.1 REGISTROS DE POZO La Empresa Asociada o la Empresa Operadora debe informar con un mínimo de cinco (5) días de anticipación a ECOPETROL sobre la toma de registros de pozo, corazonamiento, etc., para que de esta forma Ecopetrol envíe a su representante para la ejecución de los trabajos. Al representante de ECOPETROL se le deben entregar en campo dos (2) copias de campo (escalas 1:200 y 1:500) con todos los registros tomados y una (1) copia CD con formato ASCII de los registros tomados durante la operación (copias en color se deben entregar para aquellos registros que presenten Imágenes o sea necesario para diferenciar las curvas). En caso de que ECOPETROL no pueda enviar a su


representante, entonces las copias de los registros deben ser enviadas y entregadas en las oficinas de ECOPETROL durante un período de tiempo no mayor de 48 horas a partir de la fecha de su adquisición. Para los procesamientos de registros geológicos (buzamiento), registros especiales e imágenes se debe entregar copias en escala 1:20 o 1:40. Al BIP se deben entregar los productos finales de la actividad de registros de pozo con las siguientes especificaciones: 2.1.1 Formato de Presentación Todas las secciones registradas deben estar corregidas por profundidad. Las copias de papel y, por tanto las películas, deben contener la siguiente información en su respectivo orden: � Header (con toda la información del pozo, adquisición y servicio). � Tool List. � Remarks (observaciones con los detalles y problemas del trabajo). � Tool Sketch. � Well Sketch. � Cross Plots (cuando sea aplicable). � Main Log. � Special Listing for Tool Constants (ej. sónico). � Repeat Section (más de una cuando haya posibles anomalías). � Log Down (cuando se haya registrado bajando). � Check Logs (Caliper, sónico, etc.). � Before Calibrations. � After Calibrations. � Operational Checks (cuando se requiera). � Master Calibrations. � Tail. 2.1.2 Contenido de los Medios Los medios deben contener como mínimo los diferentes intervalos registrados corregidos por profundidad. � Log Down (cuando se ha registrado).


� Repeat Section (todas las que se realicen). � Main Log. � Tables or Cross Plots (cuando sea aplicable). � Header. � Archivo gráfico PDS del registro completo. Las cintas con servicios de sísmica deben contener las trazas de los disparos y las trazas apiladas. Los archivos LIS o LAS grabados en el medio deben corresponder a los presentados en la copia dura y la película, razón por la cual también se debe grabar un archivo gráfico PDS igual a la copia que se entrega al cliente. Los archivos de cada uno de los servicios deben estar grabados en el mismo orden cronológico en que se tomaron los registros. La información se debe acompañar por una copia de papel con el directorio para cada uno de los medios magnéticos entregados. Este debe presentar los archivos contenidos y su respectivo orden. Finalmente, se debe entregar un medio por cada servicio por cada corrida. 2.1.3 Etiquetas El etiquetado de los medios debe ser consistente y tener como mínimo los siguientes elementos de información: � Nombre de la Compañía Operadora. � Nombre de la Compañía de Servicios. � Fecha del Servicio. � Nombre del Pozo. � Servicios prestados y sus correspondientes archivos. � Formato. � Número de Corrida. � Intervalo Registrado. 2.1.4 Estándares recomendados para los formatos de registros de pozo. Formato LIS


En este formato los datos son agrupados por tipo de información en un solo archivo en forma lógica y secuencial. Se compone principalmente por los “bloques de Información” y los “bloques de datos”. Los bloques de información contienen datos estáticos y descriptivos del registro y los “bloques de datos” contienen las mediciones actuales o dinámicas. La estructura estándar para un registro en formato LIS es la siguiente:


Formato LAS El formato LAS (Log Ascii Standard) fue diseñado por el instituto “Canadian Well Logging Society”. Se compone de diferentes secciones o headers con los parámetros del registro y una sección con los datos de las curvas, todos en formato ASCII. La configuración de las secciones principales del registro LAS es la siguiente:

REEL HEADER

TAPE HEADER

EOFFILE HEADER

STATIC RECORD

DATA RECORD

DATA RECORD

FILE TRAILER

EOFFILE HEADER

FILE TRAILER

EOFTAPE TRAILER

REEL TRAILER


� Información de la versión: Esta sección describe la versión del formato del registro, el indicador de “wrap”/”non-wrap” y si es aplicable una descripción de los parámetros de “wrap”.

� Información del Pozo: Esta sección contiene la información estática del pozo

como el nombre del pozo, el nombre del campo, localización (coordenadas), profundidad, etc. Esta es sección obligatoria.

� Información de la curva: Esta sección describe las curvas, sus nemónicos y

las unidades en el orden en que aparecen las curvas en la sección de datos. Esta sección es obligatoria.

� Información de parámetros: Describe los valores tomados para diferentes

parámetros del pozo durante el registro. Esta sección es opcional. � Otros: Esta sección contiene los comentarios generales de la operación y es

opcional. � Datos: Esta sección contiene todos los valores de las curvas en formato

ASCII asociados a profundidad o tiempo. Un formato LAS estándar es el siguiente:


~VERSION INFORMATION BLOCKVERS . 2.0: CWLS Log Ascii Standard - Version 2.0WRAP. NO: One Line per depth Step

~Well Information Block#MNEM.UNIT DATA DESCRIPTION#-------------- -------------- --------------------------------STRT .F 530.0000 :START DEPTHSTOP .F 15895.0000 :STOP DEPTHSTEP .F 0.5000 :STEP LENGTHNULL . -999.2500 : NULL VALUECOMP. ECOPETROL :COMPANYWELL . ECOPETROL-1 :WELLFLD . ECOPETROL :FIELDLOC . LAS PALMAS :LOCATIONCTRV . 926 :COUNTRYSRVC. SCHLUMBERGER :SERVICE COMPANYDATE . 10-Mar-88 :LOG DATEUWI . ECOP0001 :UNIQUE WELL IDSON . :SERVICE ORDER NO.LIC . :LICENSE NO.

~Curve Information Block#MNEM.UNIT API CODE Curve Description#-------------- -------------- --------------------------------DEPT.F 00 960 00 00: 1 DepthSP.MV 05 010 01 10: 2 SELF POTENTIALASN.OHMM 05 041 16 01: 3 AMPLIFIED SHORT NORMALCILD.MMHO 05 110 46 01: 4 INDUCTION CONDUCTIVITYILD.OHMM 05 120 46 01: 5 INDUCTION RESISTIVITY

~Parameter Information Block#MNEM.UNIT DATA DESCRIPTION#-------------- -------------- --------------------------------RW . :RWRWT.DEGF :RW TEMPERATUREEKB.F :ELEVATION KELLY BUSHING#ERCB required information ----------------------------------------------------------------------RUN . 1 : RUN NO.EGL .F :ELEVATION OF GROUND LEVELDREF .F :DEPTH REFEREF .F :ELEVATION OF DEPTH REFERENCETDL .F 3032.0000 :TOTAL DEPTH, LOGGERTDD .F 3032.0000 :TOTAL DEPTH, DRILLERBOTL .F 3031.0000 :BOTTOM OF LOGGED INTERVALTOPL .F 529.0000 :TOP OF LOGGED INTERVALCSGL.F 529.0000 :CASING BOTTOM, LOGGERCSFD.F 530.0000 :CASING BOTTOM, DRILLERCSGS.IN 20.0000 :CASING SIZECSGW. :CASING WEIGTHBS .IN 17.5000 :BIT SIZE

~OtherThe original data was obtained from field tapes

~A Depth SP ASN CILD ILD530.0000 2.8027 0.5260 982.9688 1.5016530.5000 -4.6611 0.6282 952.4531 1.4617531.0000 -8.6638 0.6796 921.9375 1.4218531.5000 -21.1733 0.7312 888.4492 1.3840532.0000 -25.9685 0.7895 851.0571 1.3619532.5000 -28.2585 0.8270 810.4844 1.3397


2.2 SISMICA DE POZO 2.2.1 Formatos de Presentación Adquisición Todas las secciones registradas deben estar corregidas por profundidad. Las copias en papel y por lo tanto, las películas, deben contener la siguiente información en su respectivo orden: � Encabezado con toda la información del pozo, adquisición y servicio. � Geometría de la adquisición. � Listado de Herramientas. � Observaciones sobre detalles y problemas del trabajo. � Diagrama de la herramienta. � Información de la fuente. � Mapa de superficie con la disposición de la fuente respecto al pozo y

desviación a TD. � Gráfico de Profundidad de la herramienta contra Tiempo. � Corte donde se muestre la desviación del pozo. � Tabla de Tiempo y Profundidad. � Trazas apiladas por nivel (Stack). � Picado del hidrófono. � Trazas por disparo (Raw Data). � Niveles de Control de Calidad. � Correlación de profundidad. Procesamiento El contenido del Informe Geofísico de Procesamiento o Interpretación debe ser el siguiente: � Capítulo de Adquisición: Contiene los datos del pozo, los parámetros, las observaciones y los problemas encontrados durante su adquisición, así como también, los datos de la fuente.


� Capítulo de Procesamiento: Contiene los parámetros de procesamiento, cada uno de los pasos involucrados durante el procesamiento, dependiendo del tipo de sísmica adquirida y del procesamiento deseado. � Tablas:

� Desviación. � Tiempo de Tránsito Corregido – Profundidad. � Tablas de Corrección de Velocidades. � Tablas de Calibración del Sónico (Si se realizó este procesamiento). � Tablas de Sismograma Sintético (Si se realizó este procesamiento).

� Gráficos:

� Datos de Campo apilados. � Curvas de Velocidades (gráfica de velocidad versus tiempo, velocidad

promedio y velocidad interválica).

Si se procesa como VSP, entonces debe contener:

� “Corridor Stack” (uno por polaridad). � Ondas ascendentes y descendentes (uno por polaridad). � Deconvolución. � Migración. � Pruebas de Deconvolución, Pruebas de ganancia, primeros arribos (en

general toda la secuencia completa con sus parámetros).

Si se procesa como SISMOGRAMA SINTETICO

� “Drift Curve”. � Registro de Velocidad Calibrado. � Sismograma sintético (uno por polaridad). � Compuesto con las curvas utilizadas para generarlo.

2.2.2 Contenido de los medios Los medios deben contener, como mínimo, la siguiente información: � Encabezado con toda la información del pozo, adquisición y corrida. � Listado de Herramientas.


� Observaciones acerca de los detalles y problemas del trabajo. � Diagrama de la herramienta. � Información de la fuente. � Trazas por disparo (Raw Data en 1 o 3 componentes, dependiendo del tipo

de herramienta). � Trazas apiladas por nivel. � Picado del hidrófono. Los archivos de cada uno de los servicios deben estar grabados en el mismo orden cronológico de la adquisición. La imagen debe contener las trazas, la tabla y el gráfico de tiempo de tránsito contra profundidad. 2.2.3 Etiquetas Las etiquetas de los medios deben ser consistentes y tener como mínimo la siguiente información: � Nombre de la Compañía Operadora. � Nombre de la Compañía de Servicios. � Fecha del Servicio. � Nombre del Pozo. � Tipo de sísmica y sus correspondientes archivos. � Formatos. � Número de corrida. 2.3 INFORMACION DIRECCIONAL 2.3.1 Formato de Presentación Las copias en papel deben contener la siguiente información: � Header (con la información del pozo, trabajo realizado, herramienta utilizada,

coordenadas del pozo, datos de referencia para la toma de medidas, survey reference, reference world coordinates, reference GRID system and coordinates, vertical section reference, closure reference, TVD reference, etc.)


� Measured Depth. � Inclination. � Drift Direction. � Course Length. � TVD. � Vertical Section. � Total Rectangular Offset. � DLS. � Gráficos de lo planos horizontal y vertical de la trayectoria del pozo y su

desplazamiento 3D en color. 2.3.2 Contenido de los Medios Debe contener mínimo la siguiente información: � El encabezado o header API estándar con todos los datos del pozo. � Los datos de desviación presentados en el papel. � Las unidades de cada uno de los parámetros medidos. El informe debe incluir las actividades presentadas durante la operación indicando sus respectivas conclusiones y recomendaciones para trabajos futuros. 2.3.3 Etiquetas Las etiquetas deben ser consistentes y tener como mínimo los siguientes elementos de información: � Nombre de la Compañía Operadora. � Nombre de la Compañía de Servicios. � Fecha del Servicio. � Nombre del pozo. � Servicios prestados y sus correspondientes archivos. � Formato. � Intervalo registrado.


2.4 INFORMACION DE PRUEBAS DEL POZO La Asociada o la Empresa Operadora debe informar con un lapso de tiempo no menor a cinco (5) días a ECOPETROL sobre la realización de las pruebas de producción del pozo para que ésta envíe su representante a dichas pruebas. Información en Campo Como resultado, la Empresa Asociada u Operadora debe entregar al representante de ECOPETROL (testigo) toda la información de campo generada durante las pruebas a medida que se vaya obteniendo, esta información debe ser entregada conservando los formatos establecidos por la industria petrolera para este fin. Información a entregar al BIP La información final de esta actividad será entregada al Banco de Información Petrolera en formato PDF y ASCII y debe incluir principalmente: � Reporte final de las pruebas presentado por la compañía de servicios. � Descripción y propiedades de los fluidos producidos. � Periodos de flujo (Tiempo, Presión, Temperatura). � Caudales producidos para los diferentes fluidos en el separador (Presión,

Temperatura, etc.). � Propiedades y muestras de los fluidos producidos (Viscosidad, API, etc.). � Presión y temperatura medida durante la prueba en cabeza del pozo (WHP,

THP, CHP, CHT). � Presión y temperatura en el intervalo probado (propiedades de fondo). � Datos generales del intervalo probado (MD, TVD, Tope, Base, Formación

geológica). � Descripción y parámetros de la herramienta de medición en fondo (Presión,

caudal). � Descripción y parámetros de la actividad de cañoneo.


2.5 INFORMACION DE MUESTRAS GEOLOGICAS 2.5.1 Muestras de Zanja Al finalizar la perforación, la Compañía Asociada entregará a ECOPETROL por intermedio de La Litoteca del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) localizado en Bucaramanga, dos (2) juegos de muestras de zanja, uno sin lavar y otro seco tomados cada 10 pies junto con sus respectivas descripciones litológicas detalladas. Cuando la Asociada estime conveniente modificar la densidad de muestreo deberá informarlo y acordarlo con Ecopetrol, previo al inicio de la perforación. 2.5.2 Corazones Convencionales Dentro de los 90 días siguientes a la adquisición de corazones convencionales y una vez realizado el muestreo para análisis básicos y especiales se debe preservar las muestras para futuros análisis, cortar longitudinalmente y fotografiar el corazón, la Asociada deberá entregar a Ecopetrol 2/3 de la sección de los núcleos, una copia del reporte de corazonamiento, un juego de fotografías, copia del registro Core Gamma en formato LAS, copia de los resultados de los análisis efectuados, los plugs o tapones tomados y las preparaciones y placas (petrográficas, bioestratigráficas, etc.) generadas a partir de estos. 2.5.3 Corazones de pared Dentro de los 90 días siguientes a la fecha de adquisición, la Asociada entregará a Ecopetrol los corazones de pared recuperados, junto con las preparaciones o placas generadas a partir de estos y una copia de los resultados de los análisis efectuados. Los corazones convencionales y corazones de pared deben ser descritos e interpretados detalladamente, preferiblemente por personal especializado de la compañía asociada. Se debe correr un registro Core Gamma, establecer la correlación con el registro de rayos Gamma del pozo y corregir las profundidades del núcleo. Después de hacer el muestreo para los análisis básicos y especiales y de preservar muestras para futuros análisis, el núcleo


debe ser cortado longitudinalmente y fotografiado con luz blanca y ultravioleta. Una sección longitudinal (definir 1/3 o 2/3) del corazón debe ser enviada a La Litoteca de Ecopetrol, así como también, el archivo con formato ASCII del registro Core Gamma tomado. En el informe se debe incluir: � Nombre del pozo � Información general del pozo (contrato, localización, operador, etc.) � Número de corazón asignado por la compañía operadora. � Fecha de inicio del corazonamiento. � Fecha de terminación del corazonamiento. � Tope y Base del núcleo. � Pies recuperados. � Diámetro del núcleo. Cada caja que se entregue con un núcleo debe estar marcada con un rótulo que contenga la siguiente información: � Nombre - Contrato Localización, Compañía (s). � Coordenadas de Superficie y Fondo (origen Bogotá) � Profundidad del corazón. � Intervalo corazonado. � Formación corazonada. � Intervalo recuperado. � Porcentaje de recobro. � Compañía de corazonamiento � Fecha de inicio de perforación. � Fecha de terminación de perforación. � Fecha de corazonamiento. 2.5.4. Información de muestras de superficie Los datos mínimos que se deben entregar para este tipo de información son: � Cuenca � Departamento en el cual se realizó el trabajo de campo del cual provienen las

muestras. � Ubicación geográfica, relativa al sitio del estudio. Deben citarse localidades

municipales cercanas al área de levantamiento de la información. (Ejm: cercanías al municipio de San Gil, Levantamiento entre Guaduas y Villeta).

� Area Geográfica: Hace referencia al lugar exacto de la sección estudiada o de dónde provengan las muestras, bien sea que ésta haya sido levantada a lo largo de un carreteable, una quebrada o cualquier otro tipo de accidente


geográfico. (Ejm: Quebrada La Regadera, Carretera Quibdó-Medellín, Río Sogamoso, etc.).

� Coordenadas de la muestra: Hace referencia a las coordenadas de la muestra (afloramiento o manadero), con sus respectivas coordenadas Norte y Este, así como el tipo (planas o geográficas) y el origen (en el caso de las coordenadas planas) de las mismas.

� Elevación � Identificador de la muestra (Sample id): Identificador de la muestra a la cual

se le realizó el respectivo análisis. � Tipo de muestra: Este atributo hace referencia al tipo de muestra que se

tomó para ser procesada y analizada, es decir si corresponde a una muestra de afloramiento.

� Tope y base: valor numérico en pies. � Formación. � Edad. � Litología. � Azimuth: Hace referencia al azimut de buzamiento del estrato del cual

proviene la muestra analizada. � Buzamiento (DIP): hace referencia al ángulo de buzamiento del estrato del

cual proviene la muestra analizada. � Comentarios: Observaciones relevantes de la muestra. 2.5.5 Consideraciones generales para la entrega de muestras � Las muestras geológicas (muestras de superficie, muestras de perforaciones

sísmicas, corazones convencionales y corazones de pared), así como los tapones, placas o preparaciones (petrográficas, bioestratigráficas, etc.) e información complementaria, deberán ser entregadas a la Litoteca Nacional Bernardo Taborda Arango, ubicada en las instalaciones del Instituto Colombiano del Petróleo en Piedecuesta, Santander.

Litoteca Nacional – Ecopetrol-ICP Atn.: Geo. Alberto Ortiz F. Km 7 Autopista a Piedecuesta Piedecuesta, Santander COLOMBIA

Teléfonos: 097-6740020/097-6740134/097-6740161/097-6740158 Fax: 097-6551398 e-mail: [email protected] Atención a usuarios: Lunes a Viernes 7:30 A.M.-11:30 A.M., 1:30-3:30 P.M.


� Las muestras geológicas obtenidas en pozo o afloramiento deberán ser

entregadas dentro de la caja plástico de archivo tipo ECP-ICP, cuyo molde ha sido diseñado por Ecopetrol, y que presenta las siguientes especificaciones:

DIMENSIONES: 240mm x 960mm x 100mm (ancho x fondo x altura) APLICACIONES: Almacenamiento de: - 2 Secciones (de 3’ c/u) de corazones de slabbing de 2/3 del diámetro original - 64 cajetillas plásticas medianas

- 32 cajetillas plásticas grandes - Muestras de Superficie - Muestras de perforaciones sísmicas

� Al mismo tiempo, las muestras de zanja, corazones de pared muestras de

perforaciones sísmicas y plugs deben ser entregados dentro de cajetillas plásticas, organizadas en las cajas de archivo antes mencionadas. Se han estandarizado dos tipos de cajetillas cuyas aplicaciones y especificaciones son:

CAJETILLA PLASTICA MEDIANA

DIMENSIONES: 48mm x 56mm x 60mm (ancho x fondo x altura) APLICACIONES: - Muestras de zanja seca - Muestras puntuales de corazón convencional - Corazones de pared - Plugs o tapones de corazón (tamaño establecido por la norma API-40)

CAJETILLA PLASTICA GRANDE DIMENSIONES: 98mm x 56mm x 80mm (ancho x fondo x altura) APLICACIONES: - Muestras de zanja húmeda - Muestras para bioestratigrafía

- Muestras para geoquímica � Específicamente en lo referente a muestras de zanja el volumen mínimo a

entregar será de 150 c.c. para muestras secas y 400 c.c. para muestras húmedas.


� Las muestras de superficie deberán ser entregadas en bolsas de tela,

apropiadamente identificadas, dentro de la caja de archivo tipo ECP-ICP. � La Litoteca Nacional podrá informar a las compañías Asociadas sobre el

suministro y proveedores de estos materiales de empaque. 2.6 INFORMACION GEOQUIMICA Al realizar un análisis geoquímico sobre una muestra determinada se generan resultados que son consignados en reportes especializados. Con el fin de preservar esta información es necesario tener los siguientes datos referentes al Documento, a la muestra y a los análisis geoquímicos y sus resultados. 2.6.1 Información del Documento geoquímico Los parámetros mínimos que se debe incluir son: � Título: Debe ser digitado en letras mayúsculas, sin tildes y sin letras “ñ”. � Tipo de documento: Hace referencia al tipo de documento que contiene la

información geoquímica (informe, informe regional, historia de pozo) � Fecha: día/mes/año. (Ejm: 12/03/1998). � Compañía de Servicios: Hace referencia a la entidad, compañía, institución o

laboratorio que realizó los análisis geoquímicos. � Compañía Operadora: Compañía que ordena el estudio geoquímico. � Comentarios: La información de este atributo debe ser consignada en una

celda de texto, de manera concisa, en letra mayúscula y sin exceder los 250 caracteres.

� Descripción: Resumen del número y tipo de muestras analizadas y de los tipos de análisis geoquímicos realizados. La información de este atributo debe ser llenado en una celda de texto, de manera concisa, en letra mayúscula y sin exceder los 250 caracteres.

2.6.2 Información de la muestra Los parámetros más importantes que debe contener son: � Información de Pozos:


� Nombre del pozo. � Identificador de la muestra (Sample id): Identificador de la muestra a la

cual se le realizó el respectivo análisis geoquímico. � Tipo de muestra: Este atributo hace referencia al tipo de muestra que se

tomó para ser procesada y analizada. � Formación. � Edad. � Litología. � Comentarios: Observaciones relevantes de la muestra.

� Información de muestras de superficie: � Cuenca � Departamento en el cual se realizó el trabajo de campo del cual provienen

las muestras. � Ubicación geográfica, relativa al sitio del estudio. Deben citarse

localidades municipales cercanas al área de levantamiento de la información. (Ejm: cercanías al municipio de San Gil, o, Levantamiento entre Guaduas y Villeta).

� Area Geográfica: Hace referencia al lugar exacto de la sección estudiada o de dónde provengan las muestras, bien sea que ésta haya sido levantada a lo largo de un carreteable, una quebrada o cualquier otro tipo de accidente geográfico. (Ejm: Quebrada La Regadera, Carretera Quibdó-Medellín, Río Sogamoso, etc.).

� Coordenadas de la muestra: Hace referencia a las coordenadas de la muestra (afloramiento o manadero), con sus respectivas coordenadas Norte y Este, así como el tipo (planas o geográficas) y el origen (en el caso de las coordenadas planas) de las mismas.

� Elevación � Identificador de la muestra (Sample id): Identificador de la muestra a la

cual se le realizó el respectivo análisis geoquímico. � Tipo de muestra: Este atributo hace referencia al tipo de muestra que se

tomó para ser procesada y analizada, es decir si corresponde a una muestra de zanja, de ripio, etc. (oil seep, gas seep)

� Tope y base: valor numérico en pies. � Formación. � Edad. � Litología. � Azimuth: Hace referencia al azimut de buzamiento del estrato del cual

proviene la muestra analizada. � Dip: hace referencia al ángulo de buzamiento del estrato del cual proviene

la muestra analizada. � Comentarios: Observaciones relevantes de la muestra.


2.6.3 Información de los Análisis geoquímico y de sus resultados � Tipo de análisis geoquímico. � Parámetros y sus resultados. � Comentarios. La información gráfica a entregar puede incluir Cromatogramas, Fragmentogramas, Mapas y/o Perfiles Geoquímicos. 2.7 INFORMACION BIOESTRATIGRAFICA Al realizar análisis bioestratigráficos sobre muestras se generan ciertos resultados que son consignados en reportes especializados. Con el fin de preservar esta información es necesario tener los siguientes datos referentes al Documento, a la muestra y a los análisis bioestratigráficos y sus resultados. 2.7.1 Información del Documento bioestratigráfico Los parámetros mínimos que se debe incluir son: � Título: Debe ser digitado en letras mayúsculas, sin tildes y sin letras “ñ”. � Autor: Hace referencia a la(s) persona(s) que escribieron el documento que

contiene la información bioestratigráfica, quién(es) no necesariamente corresponde(n) al(los) analista(s). Este atributo se captura de la siguiente manera: Se escribe primero el apellido con la primera letra en Mayúscula y el resto en minúscula. Del nombre del autor se escriben únicamente las iniciales en mayúscula con un punto al final y separadas del apellido por una coma.

� Analista: hace referencia a la(s) persona(s) que hicieron el análisis de las muestras. Este atributo se captura de la misma manera que el atributo anterior.

� Tipo de documento: Hace referencia al tipo de documento que contiene la información bioestratigráfica (reporte bioestratigráfico, carta de distribución, informe, informe regional, historia de pozo).

� Fecha: día/mes/año. (Ejm: 12/03/1998). � Forma de Presentación de la información: Este atributo hace referencia a la

forma como están presentados los datos bioestratigráficos en los diferentes documentos: Reporte, Carta de Distribución etc.


� Compañía de Servicios: Hace referencia a la entidad, compañía, institución o laboratorio que realizó los análisis.

� Compañía Ordenadora: Compañía que ordena el estudio bioestratigráfico. � Comentarios: La información de este atributo debe ser consignada en una

celda de texto, de manera concisa, en letra mayúscula y sin exceder los 250 caracteres. Debe contener un resumen del número y tipo de muestras analizadas y en información geológica adicional que sea relevante, como presencia de fallas o discordancias.

2.7.2 Información bioestratigráfica Los parámetros más importantes que debe contener son: � Información bioestratigráfica relacionada a Pozos: � Nombre del pozo � Tipo de análisis: hace referencia al tipo de estudio que se realizó a las

muestras. (Ejm: Palynomorphs, Foraminiferal, Nannofossils, Ostracods, etc.).

� Tipo de muestra: Este atributo hace referencia al tipo de muestra que se tomó para ser procesada y analizada, es decir si corresponde a una muestra de zanja, de ripio, etc. La lista de soporte que debe seguirse es la siguiente:

• DITCH CUTTING • SWC • CORE

� Tope y base de la muestra: valor numérico en pies. � Información sobre fósiles, zona y paleoambiente (ver abajo). � Edad. � Formación. � Litología. � Comentarios acerca de la muestra: Observaciones relevantes de la

muestra, por ejemplo si es estéril, si contiene fósiles retrabajados, si se le asignan zonas informales, si es correlacionable con alguna Formación o Zona, etc. Debe ser digitado sin “ñ” y sin exceder los 250 caracteres.

� Información de muestras de superficie:


� Nombre de la sección: Este atributo hace referencia al nombre de la sección estudiada.

� Cuenca. � Departamento en el cual se realizó el trabajo de campo del cual provienen

las muestras. � Ubicación geográfica, relativa al sitio del estudio. Deben citarse

localidades municipales cercanas al área de levantamiento de la información. (Ejm: cercanías al municipio de San Gil, Levantamiento entre Guaduas y Villeta).

� Area Geográfica: Hace referencia al lugar exacto de la sección estudiada o de dónde provengan las muestras, bien sea que ésta haya sido levantada a lo largo de un carreteable, una quebrada o cualquier otro tipo de accidente geográfico. (Ejm: Quebrada La Regadera, Carretera Quibdó-Medellín, Río Sogamoso, etc.)

� Coordenadas geográficas de la Sección: Este atributo hace referencia a las coordenadas de la sección, y está dividido en coordenadas iniciales y finales.

� Altura sobre el nivel del mar de la sección. � Comentarios de la sección: En este atributo están consignadas todas las

observaciones relevantes de la sección y debe contener: Información sobre número de muestras con fósiles o estériles, intervalo analizado y otro tipo de información que sea geológica y que no pueda ser capturada en los demás atributos, como fallas, discordancias, fósiles guía etc., que se hayan observado en la sección. Este atributo debe ser llenado en como texto, de manera concisa y sin exceder los 300 caracteres.

� Coordenadas geográficas de la muestra: � Altura sobre el nivel del mar de la muestra. � Código de la muestra (Sample id): Identificador de la muestra a la cual se

le realizó el respectivo análisis bioestratigráfico. � Posición estratigráfica en la columna o sección: Debe citarse la posición,

en metros, sobre la columna estratigráfica o sobre la sección. � Información sobre fósiles, zona y paleoambiente (ver abajo). � Edad. � Formación. � Litología. � Azimuth: Hace referencia al azimut de buzamiento del estrato del cual

proviene la muestra analizada. � Buzamiento: hace referencia al ángulo de buzamiento del estrato del cual

proviene la muestra analizada. � Comentarios de la muestra: Observaciones relevantes de la muestra.

2.7.3 Información Bioestratigráfica (fósiles, zona, paleoambiente)


� Contenido Bioestratigráfico: � Recobro: Este atributo hace referencia al estimado cualitativo que hace el

analista acerca de la cantidad relativa de microfósiles encontrados en la muestra.

� Nombre del Fósil: En este atributo se captura el nombre de cada taxón de acuerdo con las reglas internacionales de taxonomía. Esta captura se realiza, además, siguiendo los patrones de nomenclatura taxonómica, en cuanto a la definición de especies conferidas, afines, tipos, especies informales, inciertas, etc.

� Atributos del fósil: Este atributo hace referencia a cualquier característica adicional que tenga el fósil o a cualquier proceso tafonómico que lo haya afectado.

� Cantidad de fósiles: Este atributo hace referencia al número o cantidad de cada taxón presente, reportado por el analista y está expresado en números enteros. (Ejm: 12, 4, 5, etc.)

� Otros Microfósiles: En este atributo se capturan todos los fósiles que son reportados por el analista y que no hacen parte del tipo de estudio. Como los demás taxa, debe hacerse un conteo absoluto de éstos y hacer referencia a sus atributos si es necesario.

� Fragmentos de Fauna: En este atributo se capturan los nombres de todos aquellos fragmentos de fósiles que aparecen asociados a los diferentes taxa analizados. Al igual que los fósiles, debe hacerse un conteo absoluto de éstos.

� Minerales: En este atributo se capturan los nombres de todos los minerales, fragmentos de roca y demás accesorios identificados por el analista, que aparecen asociados a los diferentes taxa analizados.

� Paleoambiente: Este atributo hace referencia al paleoambiente asignado por el analista a la muestra; debe ser digitado en inglés.

� Zona: Este atributo hace referencia a la unidad bioestratigráfica asignada por el analista, y debe seguir las normas establecidas en la guía estratigráfica internacional. Se deben separar las diferentes zonas de acuerdo con los tipos de estudios bioestratigráficos realizados, por ejemplo para un análisis de palinología se deben separar las Zonas de Polen y Esporas de las Zonas de Palinomorfos Marinos (Dinoflagelados), o si se trata de un estudio de foraminíferos se deben separar las Zonas de Foraminíferos Bentónicos de las Zonas de Foraminíferos Plantónicos.

� Preservación: Este atributo hace referencia al estado de preservación de los fósiles analizados y corresponde a un estimado cualitativo dado por el analista.


� Información de Palinofácies y de Geoquímica Orgánica relacionada a los Análisis de Palinología.

� Tipo de Materia Orgánica: Este atributo hace referencia a la clasificación

que hace el palinólogo acerca del tipo de materia orgánica que encontró en la muestra. Se deben dividir varios campos con los diferentes tipos de materia orgánica, en los cuales se coloca el porcentaje que estimó el analista para cada tipo.

� Información sobre el Kerógeno: En este punto se trata la información de los tipos de kerógeno presentes en la muestra y cual de ellos es el dominante.

� Reflectancia de Vitrinita: Este atributo está relacionado con el grado de madurez termal de la materia orgánica. Es la medida del porcentaje de luz reflejada por una partícula de materia orgánica dada y está expresado en números enteros y decimales.

� Indice de Alteración Termal (TAI): Este atributo hace referencia al índice de alteración termal que se estima a través de la comparación visual del color de una partícula dada, con unos estándares previamente establecidos. Su apreciación es cualitativa, expresada numéricamente. Se captura además el valor inicial y el valor final de TAI, ya que generalmente se presenta como un rango.

� Color de esporas: Este atributo hace referencia a la apreciación visual cualitativa que hace el analista en cuanto al color de la materia orgánica en una muestra de palinología.

� Madurez: Este atributo hace referencia a la madurez termal expresada de forma cualitativa y se hace respecto a los estimados de índice de color, TAI y reflectancia de vitrinita.

2.7.4 Información adicional que debe ser entregada para Bioestratigrafia. La información debe estar en un informe que debe contener como mínimo los siguientes puntos: � Carta de dispersión en donde se pueda ver el comportamiento de los

diferentes taxa contra profundidad o espesor, según sea el caso, incluyendo la abundancia de los fósiles, edad, zona, paleoambiente e información litoestratigráfica si se conoce la fuente de las muestras. Además, para los análisis de palinología debe incluir la información de geoquímica orgánica y de palinofacies, y para los análisis de micropaleontología, incluir información sobre minerales y accesorios asociados a los fósiles.

� Resumen bioestratigráfico por intervalos, haciendo mención de los tipos fósiles, formales e informales, que fueron determinantes de edad, zona y


ambiente. Se debe hacer referencia a la carta o cartas patrón (citas bibliográficas o anexo), sobre la cual se basó el analista para hacer las zonaciones y determinar edades.

� Para la información de superficie se debe anexar, adicionalmente, un mapa a escala adecuada con la ubicación de las muestras (traversa), la columna estratigráfica y su poligonal con la posición de las muestras (dentro de la columna); sea traversa o columna estratigráfica, deben estar debidamente georeferenciadas.

2.8 INFORME FINAL DEL POZO La Compañía Operadora se obliga a presentar un informe geológico final sobre cualquier pozo exploratorio, de desarrollo o estratigráfico. Este informe debe estar escrito en idioma español y además, debe ir firmado por un geólogo matriculado en el país. El tiempo de entrega de ser de 90 días contados a partir de la fecha de terminación o abandono del pozo. Los Informes se deben entregar en papel con sus respectivos CD. Este informe debe incluir como mínimo: � Resumen del pozo, el cual a su vez debe contener: � Nombre del pozo. � Compañía Operadora y Asociada. � Contrato. � Nombre del personal a cargo de la operación (Company man, Well site,

Loggers, Corazonador, Direccional, Ing de lodos, etc.). � Localización:

� Departamento y Municipio. � Coordenadas de superficie y fondo (Origen Bogotá). � Cuenca y Bloque. � Elevaciones (Mesa Rotaria, Kelly Bushing y Ground Level).

� Fechas:

� Inicio de la perforación. � Terminación de la perforación. � Completamiento. � Abandono.

� Profundidad final (MV y TVD).


� Trampa prospectada. � Clasificación Lahee inicial y final. � Intervalo productor y completado (Formación; tope y base del intervalo). � Producción inicial. � Compañía de perforación. � Compañía de registros. � Compañía de Mud Logging. � Otras compañías (de corazonamiento, de cementación y lodos). � Fecha de inicio de perforación. � Fecha de terminación de perforación. � Fecha de completamiento. � Fecha de abandono. � Listado de desviaciones (en caso de ser requerido) con su respectivo soporte

en medio magnético. � Localización, incluyendo ubicación de las líneas sísmicas que soportan el

pozo. � Objetivos del pozo (Geológicos y de Producción). � Estratigrafía de la sección perforada incluyendo dataciones paleontológicas y

correlaciones con pozos o secciones cercanas. (Especificar metodología en los análisis ambientales).

� Análisis estructural, incluyendo la interpretación del registro de buzamiento y una descripción completa, incluyendo mapas estructurales y en tiempo de las formaciones objetivo del prospecto.

� Descripción e interpretación de las manifestaciones de hidrocarburos. � Relación de registros de pozo corridos. � Interpretación completa de los registros incluyendo los probadores de

formación. � Análisis geoquímicos incluyendo análisis geohistóricos y cálculo de índices

de tiempo y temperatura (TTI). Análisis de los resultados y metodología. � Intervalos con posibilidades de producción. � Resultado de las pruebas de formación: incluirán todas las pruebas

acuíferas, petrolíferas o secas, las propiedades de los fluídos, etc. � Incluir interpretación geológica de los análisis de build up y/o draw down, de

los datos de permeabilidad, daño de formación, índice de productividad, acompañados de las respectivas curvas de análisis.

� Evaluación preliminar de las reservas descubiertas por el pozo, o en su defecto, un análisis de las causas del fracaso del proyecto.

� Lista de Figuras. � Localización. � Columna Estratigráfica. � Línea Sísmica. � Mapas. � Estado mecánico final. � Relación de registros eléctricos tomados.


� Correlación Estructural y/o Estratigráfica. � Lista de anexos. � Descripción de muestras de zanja. (Esta descripción se debe presentar

adicionalmente en medio magnético conservando el formato de descripción requerido).

� Descripción de muestras de pared. � Informe de corazonamiento, condiciones, parámetros y recuperación que

incluya: � Descripción e interpretación detallada de todos los corazones. � Correlaciones Core Gamma - Gamma Ray. � Resultados de análisis básicos (presentación gráfica y en listado). � Resultados de análisis especiales. � Registro gráfico compuesto (original incluido). � Análisis Geoquímicos. � Análisis Bioestratigráficos. � Análisis Petrológicos.

� Informes de la compañía de Mud Logging (PDF), incluyendo los registros

gráficos compuestos. � Interpretación del registro de velocidad, sismograma sintético, listado de

tiempo-velocidad, función de velocidad. � Otros: cualquier información adicional relacionada con el pozo.(Problemas

Operacionales, evaluación de la cementación de la zona de interés, registros de cementación y revestimiento, registro de parámetros de perforación con evaluación de rendimientos).


ANEXO 2.

FORMATOS DE ENTREGA DETALLADOS PARA

INFORMACION GEOFISICA


1. ADQUISICION, (RE)PROCESAMIENTO E INTERPRETACION SISMICA 1.1 ADQUISICION SISMICA 2D / 3D Terminada la adquisición sísmica se deberá entregar los siguientes documentos: 0.1.1 Soportes de la adquisición sísmica (“Observer Report”)

Dentro de los documentos que se deben entregar como soporte a la adquisición sísmica se encuentran: � Registros de Casa Blanca (Reporte del Observador). � Informe y/o notas registradas durante la adquisición. � Ubicación del programa y localización de la línea/swath registrado. � Listado de coordenadas finales ajustadas. � Listado de offsets, compensaciones, recuperaciones, bm’s, cruces,etc. � Diagrama de cruces. � Mapa de Uphole time. � Mapa de Depth charge, Size charge. � Mapa de raw amplitudes. � Esquema postplot de la línea/swath. � Esquema ambiental de la línea/swath. � Esquema de la línea/swath. � Perfil de la línea/swath. � Diagrama de cobertura (fold) de la línea/Volumen. � Apilados preliminares (uno por línea) con ganancia, deconvolución y una

velocidad de apilamiento y en el caso de adquisición multicomponente se debe entregar un apilado por cada componente.

Toda la información deberá entregarse en papel y CD, el texto en formato PDF y los gráficos en un TIFF, GIF o JPEG. La información para esta actividad que deberá ser entrega en medio magnético es la siguiente: � Todo el material entregado en papel como Reporte del observador, informes,

listados, diagramas, notas, etc. � Archivos x,s,r para 2D. � Archivos sps para 3D.


� Archivos generados por los equipos de registro (casa blanca) como OBS, SUM, TAP, etc.

� Archivos de coordenadas finales ajustadas.

Para el caso de programas sísmicos 3D multicomponente (3D/3C) o programas sísmicos multicomponente que involucren fuentes multicomponente (3D/9C), se recomienda que todos los canales registrados se entreguen grabados secuencialmente en un mismo cartucho (canales P, Sx y Sy ) debidamente numerados, el resto de los productos de la adquisición son los mismos de un 2D o 3D normal.

1.1.2 Reportes Finales 1.1.2.1 Informe final de Acción Social Este informe deberá contener la siguiente información:

� Cronograma de actividades. � Personal relaciones con la comunidad. � Consecución de personal. � Plan de inversión social. � Conclusiones y recomendaciones. 1.1.2.2 Informe final de Administración Este informe deberá contener la siguiente información: � Políticas de Administración. � Personal del grupo (Nombres y asignaciones). � Cronograma de actividades. � Conclusiones y recomendaciones. 1.1.2.3 Informe final de Control de Calidad Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Equipos de control de calidad. � Metodología para la revisión de las pruebas experimentales. � Metodología para la revisión de la información de campo.


� Diseño final en campo. � Conclusiones y recomendaciones. 1.1.2.4 Informe final de Logística Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Organización de campamentos. � Conclusiones y recomendaciones. 1.1.2.5 Informe final de Medio Ambiente Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Evaluación de los aspectos ambientales (fichas, unidades, etc.) . � Control ambiental en campo. � Resultados de análisis de impacto ambiental. � Conclusiones y recomendaciones. 1.1.2.6 Informe final de Perforación y Carga Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Características de los equipos de perforación y carga. � Parámetros técnicos aplicados. � Conclusiones y recomendaciones. 1.1.2.7 Informe final de Procesamiento de Campo Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Características de los equipos de procesamiento de campo. � Parámetros técnicos aplicados. � Secuencia de procesamiento. � Conclusiones y recomendaciones.


1.1.2.8 Informe final de Registro Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Pruebas iniciales del equipo de adquisición. � Mantenimiento y reparación (instrumentos). � Pruebas periódicas de geófonos, cables, baterías y cajas. � Descripción y especificaciones técnicas de los equipos de registro utilizados. � Parámetros técnicos empleados en el registro. � Conclusiones y recomendaciones. 1.1.2.9 Informe final de Refracciones Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Pruebas experimentales iniciales para refracciones. � Características técnicas del equipo utilizado. � Reportes de adquisición de las refracciones. � Mapa postplot de refracciones. 1.1.2.10 Informe final de Salud Ocupacional Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Estadísticas de accidentes o enfermedades. � Conclusiones y recomendaciones. 1.1.2.11 Informe final de Seguridad Industrial Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Panorama de riesgos en campo. � Plan de protección industrial en el campo. � Conclusiones y recomendaciones.


1.1.2.12 Informe final de Tierras

Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Pago de permisos y daños. � Conclusiones y recomendaciones. 1.1.2.13 Informe final de Topografía Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Descripción de los equipos empleados para Topografía y gps. � Metodología y parámetros de operación aplicados. � Estadísticas de producción. � Coordenadas finales de la red de GPS y puntos de control. � Conclusiones y recomendaciones.

Localización del proyecto- Mapas

� Mapa de ubicación del proyecto. � Mapa final de puntos de disparo. � Mapa de accesos, localización de campamentos y municipios. � Mapa de red de puntos gps. � Mapa de cierres topográficos. � Mapa de puntos de control ( bm´s, gps´s, np´s, vértices). Anexos

� Cambios y modificaciones de puntos de control. � Listado de BM’s y pozos amarrados. � Copia de certificaciones del IGAC. � Listado de helipuertos (si aplica). � Marcas permanentes (bm’s). � Cuadros de ajuste. � Descripción por línea kilómetros, problemas presentados, total de estaciones,

puntos de tiro, etc. � Certificación de la calibración de los equipos.


1.1.3 Medios Magnéticos 1.1.3.1 Formato

� La información de registro de los puntos de tiro y pruebas instrumentales se

entregaran en cartuchos diferentes.

� No se registraran en un mismo cartucho dos líneas/swaths sísmicos. � El tipo de medio a entregar es cartuchos 3490 en formato SEG-D (Dmx)

estándar o SEG-Y estándar con todos sus campos llenos como lo recomienda los estándares de la SEG.

ESTANDARES RECOMENDADOS PARA LOS ENCABEZADOS (BASADOS EN LOS ESTANDARES DE LA SEG) Formato SEG-Y

� “EBCDIC Header ” Es un bloque sencillo de información, de 3200 bytes, equivalente a 40 líneas de instrucción de 80 bytes cada una, contiene toda la información general concerniente al levantamiento, tal como: cliente, contratista de procesamiento, número de muestras, parámetros generales, etc. Adicionalmente, es obligatorio indicar la ubicación (en Bytes, dentro del “Trace Header”) de algunos campos de información que son considerados de suma importancia, tales como: punto de tiro, coordenadas, etc.

FORMATO DEL EBCDIC HEADER 2D SEG Y - ADQUISICION

C01 CLIENT ECOPETROL PROGRAM AMAZONAS-2000 C02 LINE AMA-2000-001 FSP 559.5 LSP 570.5 C03 REEL NO A0101 PROCESS CAMPO DATE RECORD 20-AUG-2000 C04 AREA AMAZONAS COUNTRY COLOMBIA SURVEY TYPE 2D C05 DATA TRACES/RECORD 101 AUXILIARY TRACES/RECORD 0 CDP FOLD 24 C06 SAMPLE INTERVAL 2 SAMPLES/TRACE 3000 BITS/IN BYTES/SAMPLE 4 C07 RECORDING FORMAT SEG-Y TAPE TYPE 9TRK DENSITY 1600 C08 SAMPLE CODE FLOATING PT FIXED PT FIXED PT-GAIN CORRELATED NO C09 GAIN TYPE FIXED BINARY FLOATING POINT OTHER


C10 SOURCE DINAMITA SPINTVL 80 GRPINTVL 40 FMTYPE C11 FILTERS ALIAS 125 HZ NOTCH 60 HZ BAND 3 - 80 HZ SLOPE 10 – 70 DB/OCT C12 SWEEP START 3 HZ END 70 HZ LENGTH 12000 MS CHANNEL NO. 4 TYPE C21 RECORDED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICION SISMICA C22 BYTE POSITION SP X_COORD BYTE POSITION SP Y_COORD C23 BYTE POSITION STK X_COORD BYTE POSITION STK Y_COORD C40 END EBCDIC

Nota: El valor de BYTE POSITION SP X_COORD, BYTE POSITION SP Y_COORD, BYTE POSITION STK X_COORD, BYTE POSITION STK Y_COORD solo se debe completar si fueron adquiridas y aplica.

FORMATO DEL EBCDIC HEADER 3D SEG Y - ADQUISICION

C01 CLIENT ECOPETROL PROGRAM AMAZONAS 3D-2000 C02 SWATH SWATH-01 FSP 50011002 LSP 50061080 C03 REEL NO A0101 PROCESS CAMPO DATE RECORD 20-AUG-2000 C04 AREA AMAZONAS COUNTRY COLOMBIA SURVEY TYPE 3D C05 DATA TRACES/RECORD 480 AUXILIARY TRACES/RECORD 4 CDP FOLD 34 C06 SAMPLE INTERVAL 2 SAMPLES/TRACE 3000 BITS/IN BYTES/SAMPLE 4 C07 RECORDING FORMAT SEG-Y TAPE TYPE 3490 DENSITY C08 SAMPLE CODE FLOATING PT FIXED PT FIXED PT-GAIN CORRELATED NO C09 GAIN TYPE FIXED BINARY FLOATING POINT OTHER C10 SOURCE DINAMITA SPINTVL 80 GRPINTVL 40 FMTYPE C11 RECEIVED LINES INTVL 320 SOURCE LINES INTVL 160 C11 FILTERS ALIAS 125 HZ NOTCH 60 HZ BAND 3 - 80 HZ SLOPE 10 – 70 DB/OCT C12 SWEEP START 3 HZ END 70 HZ LENGTH 12000 MS CHANNEL NO. 4 TYPE C21 RECORDED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICION SISMICA C22 BYTE POSITION SP X_COORD BYTE POSITION SP Y_COORD C23 BYTE POSITION STK X_COORD BYTE POSITION STK Y_COORD C40 END EBCDIC

Nota: El valor de BYTE POSITION SP X_COORD, BYTE POSITION SP Y_COORD, BYTE POSITION STK X_COORD, BYTE POSITION STK Y_COORD solo se debe completar si fueron adquiridas y aplica.

FORMATO DEL EBCDIC HEADER 2D PARA MEDIOS DE PROCESO

C 1 LINE: AMA-2000-001 C 2 DATA PROCESS: MIGRACION IN-IN 90% C 3 SURVEY: AMAZONAS-2000 C 4 COUNTRY AND AREA: COLOMBIA, AMAZONAS


C 5 CLIENT: ECOPETROL C 6 DATE RECORD: 20-AUG-2000 C 7 RECORDED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICION SISMICA C 8 (RE)PROCESSED FOR: ECOPETROL C 9 (RE)PROCESSED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICION SISMICA C10 DATE (RE)PROCESSED: 20-ABRIL-2001 C11 SP RANGE: 00101.5-01026.5 STK RANGE: 00040-01080 C12 CDP RANGE: 00315-02265 CDP'S: 230 FOLD: 0120 C13 SP/CDP RELATION SP1/CDP1 120/240 SP2/CDP2 400/800 C14 SAMPLE RATE: 04 MS RECORD LENGTH: 05.0 SEG C15 SPINTVL: 40 GRPINTVL: 40 CHANNELS: 240 C16 SOURCE TYPE: DINAMITA C17 SPREAD TYPE: 4760.0-20.0-0-20.0-4760.0 C18 INPUT REEL: OUTPUT REEL: C19 BYTE POSITION CDP X_COORD:181-184 C20 BYTE POSITION CDP Y_COORD:185-189 C21 BYTE POSITION CDP ELEV: 194-197 C22 MAP PROJECTION: C23 FACTOR DE ESCALA: C24 C25 PROCESSING SEQUENCE: C26 REFORMATEO A FORMATO PROMAX. C27 EDICION DE DISPAROS Y TRAZAS. C28 DEFINICION DE GEOMETRIA C29 DATUM 100M VELOCIDAD REEMPLAZAMIENTO 2000 M/S C30 DECONVOLUCION:CONSISTENTE EN SUPERFICIE O.L. 80 MS, BLANQUEO 0.1% C31 APLICACION DE ESTATICAS REFRACCION C32 C33 ESTATICAS RESIDUALES CONSISTENTES EN SUPERFICIE (2 PASOS) C34 DMO C35 NMO C36 C37 APILADO 120 % DE COBERTURA C38 MIGRACION DIFERENCIAS FINITAS VEL 90% C39 FILTRO VARIABLE EN EL TIEMPO, AGC C40 END OF EBCDIC

FORMATO DEL EBCDIC HEADER 3D PARA MEDIOS DE PROCESO

C 1 INLINES: 1001 – 1080 CROSSLINES: 5002 - 5035 C 2 DATA PROCESS: MIGRACION IN-IN 90% C 3 SURVEY: AMAZONAS 3D-2000 C 4 COUNTRY AND AREA: COLOMBIA, AMAZONAS C 5 CLIENT: ECOPETROL C 6 DATE RECORD: 20-AUG-2000 C 7 RECORDED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICION SISMICA C 8 (RE)PROCESSED FOR: ECOPETROL C 9 (RE)PROCESSED BY: COMPAÑIA DE ADQUISICION SISMICA C10 DATE (RE)PROCESSED: 20-ABRIL-2001 C11 FOLD: 0120


C12 SAMPLE RATE: 04 MS RECORD LENGTH: 05.0 SEG C13 SPINTVL: 40 GRPINTVL: 40 CHANNELS: 480 C14 RECEIVED LINES INTVL 320 SOURCE LINES INTVL 160 C15 SOURCE TYPE: DINAMITA C16 INPUT REEL: OUTPUT REEL: C17 BYTE POSITION CDP X_COORD: 181-184 C18 BYTE POSITION CDP Y_COORD: 185-189 C19 BYTE POSITION INLINE NUMBER: 190-191 C20 BYTE POSITION CROSSLINE NUMBER: 192-193 C21 BYTE POSITION CDP_ELEV : 194-197 C22 MAP PROJECTION: C23 CROSSLINE INLINE X Y C24 5002 1001 955719.87 1165707.11 C25 5035 1001 951288.31 1168748.79 C26 5002 1080 959101.10 1170633.36 C27 5035 1080 954669.53 1173673.04 C28 FACTOR DE ESCALA: C29 C30 PROCESSING SEQUENCE: C31 REFORMATEO A FORMATO PROMAX. C32 DEFINICION DE GEOMETRIA C33 DATUM 100M VELOCIDAD REEMPLAZAMIENTO 2000 M/S C34 DECONVOLUCION:CONSISTENTE EN SUPERFICIE O.L. 80 MS, BLANQUEO 0.1% C35 APLICACION DE ESTATICAS REFRACCION C36 ESTATICAS RESIDUALES CONSISTENTES EN SUPERFICIE (2 PASOS) C37 DMO C38 APILADO 120 % DE COBERTURA C39 MIGRACION DIFERENCIAS FINITAS VEL 90% C40 END OF EBCDIC

� “BINARY Header ” (400 BYTES)

SEG recomienda que como mínimo se incluya la siguiente información en este encabezado (incluidos los 3200 bytes del EBCDIC en la posición):

POSICION (Byte Number)

DESCRIPCION

3205 – 3208 Numero de Línea 3209 – 3212 Numero de Cinta 3213 – 3214 Numero de trazas por registro (incluidas todas las trazas - dummy, cero,

etc.) 3215 – 3216 Numero de trazas auxiliares por registro (incluidas - sweep, timing, sync y

todas las trazas que no sean datos 3217 – 3218 Rata de muestreo en µsec (para los datos en la cinta) 3221 – 3222 Numero de muestras por traza (para los datos en la cinta) 3225 – 3226 Formato para la muestra. (1- floatting point 4 bytes, 2 - fixed point 4 bytes,


3 - fixed point 2 bytes, 4 - fixed point w/gain code 4 bytes) 3227 – 3228 CDP Cobertura (Numero de trazas esperado por cada CDP) 3255 – 3256 Unidades de medida ( 1- meters , 2 – feet)

� “TRACE Header ” (240 BYTES)

SEG recomienda que como mínimo se incluya la siguiente información en este encabezado:


DESCRIPCION

1-4 Numero secuencial de la Línea 9 – 12 Numero Registro Original en Campo (FFN o FFID) 13 – 16 Numero consecutivo de la traza basados en el FFN o FFID 29 - 30 Identificación de la traza (1 - seismic, 2 - dead, 3 - dummy, 4 - time break, 5

- uphole, 6 - sweep, 7 - timming, 8 - water break, N - optional use) 73 – 76 Coordenada X del SP (Representa la longitud – Geodeticas) 77 – 80 Coordenada Y del SP (Representa la latitud – Geodeticas) 81 – 84 Coordenada X de la STK (Representa la longitud – Geodeticas) 85 – 88 Coordenada Y de la STK (Representa la latitud – Geodeticas) 95 - 96 Uphole time de la fuente

115 – 116 Numero de muestras en la traza 117 – 118 Rata de muestreo en µsec para la traza

Nota: El valor de Coordenada X del SP, Coordenada Y del SP, Coordenada X del STK, Coordenada Y del STK, Uphole time de la fuente solo se debe completar si fueron adquiridas y aplica. Para procesamiento 2D deben adicionar la siguiente información:


DESCRIPCION

181 – 184 Coordenada X del CDP (Representa la longitud – Geodeticas) 185 – 189 Coordenada Y del CDP (Representa la longitud – Geodeticas) 194 – 197 Elevación de CDP

Para procesamiento 3D deben adicionar la siguiente información:


DESCRIPCION

181 – 184 Coordenada X del CDP/BIN (Representa la longitud – Geodeticas)


185 – 189 Coordenada Y del CDP/BIN (Representa la longitud – Geodeticas) 190 – 191 Numero de Inline 192 – 193 Numero de Crossline 194 – 197 Elevación de CDP/BIN

Formato SEG-D Para el caso de información sísmica grabada en formatos SEG-D (Dmux), se debe respetar las normas establecidas por la SEG (posiciones fijas para cada encabezado) para los encabezados General Header, Scan Type Header, Extended General Header, Line Descriptor Header, Ancillary Data Header Block 1, Ancillary Data Header Block 2, Skips Headers, Trace Header, Data Block. Todas las normas se encuentran claramente definidas en el documento “Digital Tape Standards – Society of Exploration Geophysicists (SEG). 1.1.3.2 Etiquetas o rótulo del medio El rótulo del medio debe ser hecho en computador o máquina (no debe ser escrito a mano) y cubrir el espacio asignado para este en el medio. Deberá contener como mínimo la siguiente información: � Logos � Logo del Cliente que solicitó la adquisición. � Logo de la empresa contratista que realizó la adquisición.

� Información general � Nombre del programa. � Nombre de la línea/swath que contiene el cartucho. � Fecha de adquisición.

� Información detallada � No. del cartucho. � Tipo de formato registrado en el cartucho. � Canales. � Longitud de registro. � Muestreo.


� Tipo de fuente. � Original/copia.

� Información de registro � File inicial. � File Final. � Sp inicial. � Sp final. � Observaciones.

1.2 PROCESAMIENTO Y REPROCESAMIENTO SISMICO 2D / 3D Para la entrega de información procesada la compañía que realizó el proceso deberá entregar a ECOPETROL los siguientes ítems:

1.2.1 Reporte final de procesamiento/reprocesamiento Este informe deberá contener la siguiente información: � Cronograma de actividades. � Analista responsable del procesamiento/reprocesamiento. � Equipos y software para el procesamiento/reprocesamiento. � Parámetros de adquisición. � Pruebas realizadas (Pre-processing test). � Secuencia de procesamiento. � Parámetros empleados en el procesamiento. � Diagrama mapa de fold o cobertura. � Mapa de las líneas/swaths procesados. � Tipos de proceso obtenidos (Stack In-In, Stack Out-Out, Mig In-In, Mig Out-

Out, Migración en profundidad, procesos especiales, migraciones con diferentes porcentajes de velocidades, etc.).

� Tabla de las relaciones CDP/SP para las líneas, (Bin’s) inlines o crosslines procesados.

� Campos de velocidades. � Valores de estáticas. � Conclusiones y recomendaciones.


En medio magnético se deberá entregar todo el informe final de Procesamiento, ukooas de campo empleadas para 2D, 3D y 2D o 3D multicomponente, archivos sps empleados, ukooas de proceso obtenidas (CDP’s), ukooas de los Bin’s para programas 3D’s, tabla de las relaciones CDP/SP obtenidos en el proceso, velocidades de apilamiento (RMS) para cada línea y campos de velocidades. 1.2.2 Medios magnéticos 1.2.2.1 Formato � Cartuchos 3490 formato SEG-Y estándar llenando los bytes recomendados

por la SEG para posición de sp, stk, cdp y coordenadas x,y,z de cada uno además bytes para la posición del fold, elevación cdp, velocidad de remplazamiento, plano de referencia, shift, etc.

� El medio deberá contener los procesos finales obtenidos. 1.2.2.2 Etiquetas o rótulo del medio El rótulo del cartucho debe ser hecho en computador o máquina (no debe ser escrito a mano) y cubrir el espacio asignado para este en el medio. Deberá contener como mínimo la siguiente información: � Logos � Logo del Cliente que solicito el procesamiento/reprocesamiento. � Logo de la empresa que realizo el procesamiento/reprocesamiento.

� Información general

� Nombre del programa. � Fecha de procesamiento.

� Información detallada

� No. del cartucho. � Tipo de formato registrado en el cartucho. � Tipo o Tipos de procesos. � Longitud de registro. � Muestreo. � Bytes coordenadas x, y de cdp’s. � Bytes estación, fold, elevación cdp, plano de referencia, shift, etc.


� Shift empleado en el proceso. � Datum empleado en el proceso. � Datum de ploteo. � Velocidad de reemplazamiento empleada en el proceso. � Original/copia.

� Información de los procesos

� Nombre de línea/inline/crossline. � Tipo de producto detallado para cada línea/inline/crossline (ej: Mig In-In

75%). � Estación inicial de la línea/inline/crossline en el cartucho. � Estación final de la línea/inline/crossline en el cartucho. � Cdp inicial de la línea/inline/crossline en el cartucho. � Cdp final de la línea/inline/crossline en el cartucho. � Relación CDP/SP (mínimo dos puntos). � Observaciones.

1.3. INTERPRETACION DE DATOS SISMICOS Para la entrega de información interpretada la compañía que realizó la interpretación deberá entregar como mínimo a ECOPETROL los siguientes ítems: 1.3.1 Reporte final de Interpretación Este informe deberá contener la siguiente información: � Marco Regional e Hipótesis Geológicas. � Descripción de Horizontes. � Descripción de Resultados. � Conclusiones y Recomendaciones. � Referencias. 1.3.2 Mapas de Interpretación (Horizontes) Los mapas deberán contener la siguiente información: � Marco de coordenadas planas y geográficas (es sugerido más no

obligatorio). � Ubicación referencial del programa (limites político-territoriales)


� Polígonos de horizontes y fallas con sus respectivos nombres. � Leyenda suficientemente descriptiva del trabajo (titulo, contratista, cliente,

cuenca, zona, área del Programa, horizonte descrito en el mapa, escala, códigos de símbolos, fechas y autores de original y las revisiones / aprobaciones).

1.3.3 Secciones Interpretadas En el evento de realizarse interpretaciones de horizontes en papel y no en un aplicativo, se deben entregar las secciones interpretadas de los diferentes horizontes conteniendo la siguiente información: � Marcación de los horizontes � Nombre de los horizontes interpretados � Profundidad de los horizontes interpretados � Leyenda suficientemente descriptiva de la sección (Nombre de línea,

contratista, cliente, cuenca, zona, área del Programa, escala, fechas, etc.)

La información para mapas y secciones interpretadas que deberá ser entrega en medio magnético es la siguiente: � Archivos E00 y Shapes Files - CGM o TIFF a color (obtenidos a partir de una

resolución adecuada – se recomienda 200 a 400 dpi dependiendo de las escalas de la sección).

� Archivos de horizontes y fallas con sus respectivos nombres. � Archivos de Mallados – ASCII (Grids).

1.3.4 Medios magnéticos 1.3.4.1 Formato � En caso de realizarse toda la interpretación sobre un software especializado

en interpretación (Landmark, GeoQuest u otro) es posible entregar un Back Up completo del proyecto acompañado con los parámetros generales para poder ser montado nuevamente en el aplicativo ( coordenadas, proyección, nombre del proyecto, etc.).

� Archivos ASCII de las interpretaciones, posicionamiento x,y,z (interpretación en tiempo o profundidad).

1.3.4.2 Etiquetas o rótulo del medio


El rótulo del medio debe ser hecho en computador y cubrir el espacio asignado para este en el medio. Deberá contener como mínimo la siguiente información: � Logos � Logo del Cliente que solicito la interpretación � Logo de la empresa que realizo la interpretación

� Información general

� Nombre del programa � Fecha de interpretación

� Información detallada

� No. del cartucho � Tipo de formato registrado en el cartucho � Tipos de horizontes interpretados � Autor � Original/copia � Observaciones

2. MAGNETOMETRIA - ADQUISICION E INTERPRETACION

2.1 Documentación

2.1 .1 Informe final de operaciones de campo Este informe deberá contener como mínimo: � Metodología seguida. � Descripción de los instrumentos utilizados. � Calibraciones de los equipos. � Sistema de posicionamiento utilizado. � Metodología para ajustes de cierres. � Informe de reducción de datos:

Se debe indicar con exactitud el IGRF y número de orden del coeficiente empleado para remoción del campo regional, metodología y aplicación de variaciones diurnas y seculares, controles de calidad de campo y bases (referencia IGAC), descripción de anomalías y resultados.


2.1.2 Información referente a medición y/o deducción de susceptibilidades Informe de susceptibilidades presentadas en las rocas empleadas durante la interpretación de los datos (indicando coordenadas y unidad geológica). Cuando se practiquen muestreos de campo indicar todos los detalles relevantes de localización y propiedades petrofísicas. 2.1.3 Informe final de interpretación Este informe deberá contener como mínimo: � La metodología empleada. � Separación de anomalías residuales, reducciones y continuaciones

analíticas. � Operadores aplicados al campo observado. � Interpretación geológica de los resultados. � Interpretación de profundidad al basamento y/o configuración de cuencas

sedimentarias, metodología empleada (deconvolución, métodos manuales, etc.).

� En general todos los detalles del procesamiento e interpretación, detallando métodos, procesos, formulas y resultados obtenidos.

2.2 Mapas Todos los mapas y figuras deberán contener un número secuencial, título adecuado, escala, marcas de referencia de coordenadas, dirección de la norte y demás datos necesarios para su exacta interpretación (se recomienda la escala 1:100.000 o una más conveniente según considere la Compañía Asociada pero uniforme). Se entregarán como mínimo los siguientes mapas: � Mapas de líneas de vuelo o localización de traversas y estaciones

gravimétricas. � Mapa de Intensidad Magnética Total (corregida). El intervalo de contorno

deberá ser representativo de la exactitud del levantamiento. � Mapas y perfiles de interpretación: reducciones, continuaciones analíticas,

aplicaciones de modelamiento e inversión. � Mapas y secciones transversales con la interpretación geológica de los

resultados.


2.3 Medio Magnético y/o Digital � Todos los informes finales y mapas deben ser entregados en original

reproducible y en medio Magnético y/o Digital formato estándar. � Información digital grabada en formato ASCII puro, con los datos crudos de

campo (por cada traversa) en forma de columnas, con los siguientes campos: traversa #, Estación #, Fecha y hora, Fiducial, Lectura del altímetro, Elevación del terreno, Lectura del magnetómetro, Lectura del magnetómetro Base (variación diurna) y demás datos disponibles de la adquisición.

� Información digital grabada en ASCII puro, con los datos de procesamiento y reducción en forma de columnas, conteniendo los siguientes campos: traversa #, estación #, Fecha y hora, Fiducial, coordenadas de la estación, elevación de la estación, intensidad magnética total (IMT) observada, IMT corregida, IGRF para la estación, IMT residual.

� Los informes deben ser presentados en formato PDF y los mapas y perfiles de la interpretación en formato ASCII o E00 y Shape format o DWG especificando claramente el formato empleado para su grabación, adicionalmente se deben anexar los mapas de las reducciones y continuaciones analíticas, interpretaciones y resultados.

3. GRAVIMETRIA - ADQUISICION E INTERPRETACION Los levantamientos de gravimetría que se ejecuten deberán cumplir con las especificaciones técnicas para levantamientos terrestres de gravimetría vigentes a la fecha y cada circuito en particular deberá ajustarse a los cierres especificados. Para gravimetría existe un manual técnico detallado para la adquisición de la información y será suministrado por Ecopetrol a solicitud de la Compañía Asociada. 3.1 Documentación 3.1.1 Informe final de Operaciones de Campo Dicho informe debe contener como mínimo los siguientes temas y se debe adjuntar copia de las carteras originales de adquisición: � Curvas y memorias de calibración del instrumento. � Curvas de deriva instrumental


� Reporte de la (s) estación (es) Base de la Red Nacional empleada para el levantamiento.

� Reporte, fotografías y descripción de estaciones Base materializadas para el levantamiento.

� Archivo análogo y digital en ASCII puro que contenga: estaciones base de la Red Nacional y estaciones base de campo, localización en X,Y, Z y gravedad observada o conocida.

� Archivo análogo y digital en ASCII puro que contenga por cada estación leída: Estación #, Fecha, Hora, Lectura Instrumento. Lectura en mGal, corrección por mareas, corrección instrumental, cierre del circuito y gravedad observada, en mGal.

� Archivo análogo y digital en ASCII puro que contenga por cada estación leída: Estación #, Latitud, Longitud, Elevación y demás datos planimétricos de interés.

� Conclusiones y recomendaciones. 3.1.2 Informe de Procesamiento

El informe de Procesamiento debe incluir como mínimo los siguientes temas:

� Memorias de procesamiento, indicando explícitamente la fórmula utilizada

para los cálculos de gravedad teórica, Red Base, cierres de circuitos y cálculo de las correcciones por terreno para cada estación.

� Memorias de compilación de datos o investigaciones para determinar densidades de roca, clasificadas por litología o formación geológica, y columna sedimentaria en estudio.

� Memorias de interpretación, detallando método utilizado para la separación de anomalías, interpretación de las densidades de roca, métodos y resultados de la interpretación cualitativa y cuantitativa, cálculo de Anomalía Completa de Bouguer.

� Archivo análogo y digital en ASCII puro que contenga la información de procesamiento e interpretación por cada traversa así: Identificación, Coordenadas, Elevación, Gravedad Observada, Gravedad Teórica, anomalía de aire Libre, y las siguientes columnas calculadas para diferentes densidades (una de d=2.67 g/cc y otra para la densidad de proceso o de campo interpretada): corrección por curvatura, Anomalías Completa de Bouguer, Regional y Residual.

3.1.3 Informe de Interpretación El informe contendrá una descripción completa de los métodos y procedimientos empleados en la interpretación, incluyendo :


� Interpretación cualitativa: tendencias de anomalías, anomalías de interés

exploratorio, etc. � Interpretación cuantitativa: separación regional/residual, densidades de las

distintas unidades litológicas presentes, modelos en dos dimensiones con interpretación geométrica y de densidades.

3.2 Mapas Se deben entregar en original reproducible, así como en medio magnético y/o digital formato estándar. Todos los mapas y figuras deberán contener un número secuencial, título adecuado, escala, marcas de referencia de coordenadas, dirección de la norte y demás datos necesarios para su exacta interpretación (se recomienda la escala 1:100.000 o una más conveniente según considere la Compañía Asociada pero uniforme). Se entregarán como mínimo los siguientes mapas:

� Mapa de localización de estaciones gravimétricas. � Mapa topográfico del área, utilizando las mismas fuentes de correcciones

por terreno (metros). � Mapa de gravedad observada (mGal). El intervalo de contorno debe ser

representativo de la exactitud del levantamiento. � Mapa de Anomalía de Aire Libre. � Mapa de Anomalía Completa de Bouguer. � Mapa de Anomalía Regional. � Mapa de Anomalía Residual Interpretada. � Perfiles, uno por cada traversa, comparando elevaciones topográficas con

anomalía de aire libre y anomalía completa de Bouguer.. � Perfiles, uno por cada traversa, comparando anomalía completa de Bouguer

con anomalía regional y anomalía residual. � Mapas de interpretación: grano estructural, profundidad estimada, etc. � Perfiles y secciones transversales de interpretación: modelamiento en 2D,

inversión, modelos de densidades. � Secciones transversales de interpretación geológica del área estudiada. 3.3 Medio Magnético y/o Digital Los informes se deben presentar en PDF, los archivos tabulares en ASCII y los mapas en E00 y Shape Format o DWG indicándose claramente los parámetros de grabación. A la documentación y mapas mencionados anteriormente se debe agregar:


� Tabla de calibración del instrumento (si es Lacoste & Romberg). � Archivos separados de los datos del DEM, de la digitalización topográfica o

en general de la fuente utilizada para la elaboración del modelo digital de terreno utilizado en las correcciones por terreno.

4. MAGNETOTELURICA Y METODOS ELECTRICOS 4.1. Documentación 4.1.1 Informes de Adquisición Se debe incluir todo lo referente a la información de adquisición, reducción de datos e interpretación de los mismos. 4.1.2 Informe de procesamiento Se debe incluir todo lo referente al procesamiento realizado a los datos. 4.1.3 Informe de Interpretación Los informes de interpretación deberán incluir como mínimo: � Interpretación geológica de los datos, mostrando los resultados de las

observaciones contra los modelos empleados y las conclusiones correspondientes.

� Perfiles con la resistividad aparente deducida y secciones transversales indicando la geología interpretada para cada sección.

4.2 Mapas Se deben entregar en original, así como soporte en medio magnético y/o digital formato estándar (se recomienda la escala 1:100.000 o una más conveniente según considere la Compañía Asociada pero uniforme). Todos los mapas y figuras deberán contener un número secuencial, título adecuado, escala, marcas de referencia de coordenadas, proyección, dirección de la norte y demás datos necesarios para su exacta interpretación.


Los mapas y perfiles a entregar son: � Configuración de los arreglos y localización de las estaciones de campo. � Observaciones de campo y errores asociados. � Perfiles de datos observados y calculados. � Perfiles de interpretación tales como resultados de modelamiento e inversión

y otras técnicas. � Perfiles de resistividad aparente de roca. � Secciones transversales de geología interpretada. � Mapas de distribución de estaciones, con perfiles de resistividad contra

profundidad, para cada estación (cartas de distribución de resistividad aparente).

� Mapas de interpretación (isoresistividad, conductividad, etc.) según sea el caso.

4.3 Medio Magnético y/o Digital En medio digital se deberán entregar todos los informes, mapas, figuras y perfiles en formatos estándar. Adicional a la información mencionada se debe entregar:

� Información digital, grabada en ASCII puro, con los datos de adquisición:

Estación #, coordenadas, elevación, medidas de campo. � Información digital de la interpretación, y mapas entregados, especificando

claramente los formatos de grabación. Cuando sea el caso, archivos separados para cada modo de polarización deberán incluirse en formato ASCII (número de estación, coordenadas, resistividad aparente y fase).


ANEXO 3.

INFORMACION GENERAL

Manual de Entrega de Información Técnica

84

LEVANTAMIENTOS TOPOGRAFICOS Y CAMPAÑAS DE POSICIONAMIENTO Este documento tiene por objeto suministrar las especificaciones técnicas mínimas que deben cumplir los trabajos de topografía ejecutados por las Compañías de Servicio para ECOPETROL y EMPRESAS ASOCIADAS en esta área. Tales especificaciones están dirigidas a normalizar los sistemas de referencia de Coordenadas, precisiones mínimas y formato de resultados acorde con la industria. Todo trabajo debe ser ejecutado y firmado por un topógrafo profesional matriculado y registrado ante el CONCEJO PROFESIONAL NACIONAL DE TOPOGRAFIA anexando la respectiva certificación de matrícula con vigencia de expedición no mayor a 6 (seis) meses. SISTEMAS DE REFERENCIA Todo trabajo de topografía debe estar ligado a la Red Geodésica Nacional del Instituto Geográfico “Agustín Codazzi” (IGAC). Se debe anexar la respectiva certificación de coordenadas expedida por el IGAC del punto o los puntos de origen y control de coordenadas utilizados. METODOLOGIA APLICADA Topografía Convencional � Todos los trabajos de topografía deben estar apoyados en una poligonal

principal cerrada y ajustada en un vértice o punto IGAC. � En caso de poligonal abierta, ésta iniciará en un vértice o punto IGAC y

cerrará en otro vértice o punto IGAC. � Las elevaciones deben estar ajustadas a la Red Geodésica Nacional del

IGAC.


85

� Se utilizará una Estación Total Electrónica con precisión angular a 1” y 2 mm +/- 1 ppm en distancia debidamente calibrados y adjuntar certificación de la misma.

� Para nivelaciones se utilizará Nivel de Precisión máximo de 2 mm por kilómetro nivelado.

GPS - Estático Diferencial y Cinemático Tiempo Real

� Toda red de GPS tendrá como punto de origen un vértice del IGAC de primer

orden y como mínimo se debe posicionar un NP de la red geodésica de nivelación de primer orden para el control de elevaciones (para redes de no más de cinco puntos).

� Se emplearán receptores GPS de Precisión Geodésica. Para efecto de evaluación técnica no se tendrán en cuenta los resultados provenientes de trabajos realizados con navegadores.

PRODUCTOS A ENTREGAR Para cualquier metodología que se emplee se debe elaborar un informe final en el que se incluya la descripción del trabajo, los puntos de control, (anexando certificación IGAC) , metodología, personal y equipo. Levantamiento Convencional con Notas de Campo La información para esta actividad que deberá ser entregada en medio magnético es la siguiente: � Certificado de calibración de los equipos. � Notas de Campo (Planimetria – Altimetria). � Descripción del equipo utilizado. � Cálculos: � Certificaciones de coordenadas y elevaciones de los puntos de origen

(IGAC – GPS) � Errores de cierre de levantamiento topográfico (Planimetria – Altimetria) � Listado de coordenadas y elevaciones (En papel y medio magnético)

� Descripción de las referencias o BM´s materializados en campo (Improntas)


86

� Mapas en medio magnético (extensión Shape y E00 o DWG) � Planta – Perfil � Mapa topográfico de curvas de nivel (opcional) � Mapa de cierres � Mapa de ubicación del proyecto � Mapa de referencias o BM´s

� Descripción del software utilizado para el proceso � Para levantamientos sísmicos, gravimétricos, magnetométricos, etc. � Listado de Coordenadas Geográficas y elevaciones Datum Bogotá

Observatorio. � Listado de coordenadas locales planas de Gauss ORIGEN LOCAL y

ORIGEN BOGOTA. � Parámetros Geodésicos y de tolerancia utilizado en el proyecto. � Registro fotográfico. Levantamiento Convencional con Colector de Datos La información para esta actividad que deberá ser entregada en medio magnético es la siguiente: � Certificado de calibración de los equipos. � Data original de Campo (Archivos RAW). � Descripción del equipo utilizado. � Cálculos: � Certificaciones de coordenadas y elevaciones de los puntos de origen

(IGAC – GPS). � Errores de cierre de levantamiento topográfico (Planimetria – Altimetria). � Listado de coordenadas y elevaciones (En papel y medio magnético).

� Descripción de las referencias o BM´s materializados en campo (Improntas). � Mapas en medio magnético (extensión Shape y E00 o DWG). � Planta – Perfil. � Mapa topográfico de curvas de nivel (opcional). � Mapa de cierres. � Mapa de ubicación del proyecto. � Mapa de referencias o BM´s.


87

� Descripción del software utilizado para el proceso. � Para levantamientos sísmicos, gravimétricos, magnetométricos, etc. � Listado de Coordenadas Geográficas y elevaciones Datum Bogotá

Observatorio � Listado de coordenadas locales planas de Gauss ORIGEN LOCAL y

ORIGEN BOGOTA � Parámetros Geodésicos y de tolerancia utilizado en el proyecto. � Registro fotográfico. Levantamiento con GPS en tiempo real La información para esta actividad que deberá ser entregada en medio magnético es la siguiente: � Certificado de calibración de los equipos. � Data original de Campo (Archivos RAW). � Descripción del equipo utilizado. � Cálculos: � Certificaciones de coordenadas y elevaciones de los puntos de origen

(IGAC – GPS). � Errores de cierre de levantamiento topográfico (Planimetria – Altimetria). � Listado de coordenadas y elevaciones (En papel y medio magnético).

� Descripción de las referencias o BM´s materializados en campo (Improntas). � Mapas en medio magnético (extensión Shape y E00 o DWG). � Planta – Perfil. � Mapa topográfico de curvas de nivel (opcional). � Mapa de cierres. � Mapa de ubicación del proyecto. � Mapa de referencias o BM´s.

� Descripción del software utilizado para el proceso. � Para levantamientos sísmicos, gravimétricos, magnetométricos, etc. � Listado de Coordenadas Geográficas y elevaciones Datum WGS84 � Listado de Coordenadas Geográficas y elevaciones Datum Bogotá

Observatorio.


88

� Listado de coordenadas locales planas de Gauss ORIGEN LOCAL y ORIGEN BOGOTA

� Parámetros Geodésicos y de tolerancia utilizado en el proyecto. � Registro fotográfico. Levantamiento Geodésico con GPS La información para esta actividad que deberá ser entregada en medio magnético es la siguiente: � Certificado de calibración de los equipos. � Data original de Campo (Archivos RINEX). � Descripción del equipo utilizado. � Cálculos: � Certificaciones de coordenadas y elevaciones de los puntos de origen

(IGAC – GPS) � Datum de transformación � PDOP utilizados � Modelo geoidal utilizado � Calculo de la red principal y red primaria � Distancia de la base medida � Listado de Coordenadas Geográficas y elevaciones Datum WGS84 � Listado de Coordenadas Geográficas y elevaciones Datum Bogotá

Observatorio � Listado de coordenadas locales planas de Gauss ORIGEN LOCAL y

ORIGEN BOGOTA � Descripción de las referencias o BM´s materializados en campo (Improntas) � Mapas en medio magnético (extensión Shape y E00 o DWG) � Planta – Perfil. � Mapa topográfico de curvas de nivel (opcional). � Mapa de cierres. � Mapa de ubicación del proyecto. � Mapa de referencias o BM´s.

� Descripción del software utilizado para el proceso. � Parámetros Geodésicos y de tolerancia utilizado en el proyecto. � Registro fotográfico.


89

SENSORES REMOTOS La Compañía Asociada deberá entregar copias en cinta magnética y papel de la siguiente información de sensores remotos adquirida, reprocesada y/o interpretada durante el desarrollo del contrato. DOCUMENTACION La siguiente información debe ser entregada: � Fotografías aéreas que se hayan obtenido mediante vuelos contratados por

la Compañía Asociada, con su respectivo mapa de líneas. � Memoria explicativa de los procesamientos mencionados y copia de las

interpretaciones realizadas. � Cuando se trate de imágenes de radar convencionales o de satélite, la

compañía deberá suministrar los productos fotográficos mono o estereoscopios en escala 1:50.000 o 1:100.000 y/o mosaicos a escala 1:250.000 georreferenciados.

MEDIO MAGNETICO Y/O DIGITAL La totalidad de la información se entregará en formato digital, incluyendo un metafile por cada archivo que se entregue en el cual se especifique el contenido del archivo, cubrimiento en coordenadas geográficas, identificación de las bandas incluidas en el archivo, formato (BIL, BSQ, ASCII, etc.) y número de columnas y de filas, longitud del encabezado y formato/longitud de cada registro (cuando sea aplicable). Las reglas aplicables a formatos específicos son: � ASCII: Cuando la información se presente en ASCII, deberá especificarse: � Numero de Filas y Numero de Columnas � Blocksize � Record Size � Offset (longitud del header) � Orden dentro del archivo � Numero de bandas en el archivo. � Coordenadas geográficas para el primer y ultimo punto.


90

� LANDSAT: Se aceptan los formatos Acres, EOSAT, ESA, IRS, Radarsat,

MSS Landsat, SPOT. � OTROS: Ecopetrol es usuario del software ERDAS Imagine, Versión 8.3, por

lo cual se pueden aceptar varios tipos de formatos para los archivos, siempre y cuando sean compatibles con dicho software. En este caso, se deberá probar con anterioridad que los archivos se pueden cargar a ERDAS, y se solicita la información secuencial de la forma de cargar estos archivos (parámetros, variables y demás).

Cada plancha deberá ir en un archivo individual, y los mosaicos solicitados en archivo por aparte. Adicionalmente se deben incluir (en cintas o medio magnético individuales) tanto los datos originales como los productos georreferenciados, en cuyo caso el metafile incluirá también el cubrimiento de la imagen en coordenadas geográficas y planas locales. Los medios a entregar son: � Exabyte de 8mm o DAT de 4mm con todas las bandas de cada escena o

subescena de imagen de satélite utilizada en un área o contrato específico. � Exabyte de 8mm o DAT de 4mm con la información resultante de

procesamientos digitales sobre imágenes de satélite tales como, realces, combinaciones de bandas y mejoramientos, junto con sus respectivos productos fotográficos, preferiblemente en escala 1:100.000.

PROYECCION CARTOGRAFICA Los mosaicos, gráficos, mapas y figuras deberán ser presentados en coordenadas planas, y siempre contendrán adecuadas marcas que identifiquen las correspondientes coordenadas geográficas. Para el Origen Bogotá se utilizarán los siguientes parámetros: - Origen de Coordenadas: 3W - Proyección: Conforme de Gauss (TM) - Elipsoide: Internacional - Origen Latitud: 4° 35’ 56’’ 57 N - Origen Longitud: 77° 04’ 51’’ 30W - Falso Norte: 1’000.000.00 - Falso Este: 1’000.000.00 - Escala en el origen: 1.0


91

GEOLOGIA DE CAMPO Cuando una compañía asociada, directa o por intermedio de una Compañía de Servicios, haga estudios de geología de superficie deberá remitir a ECOPETROL, el informe de dicho trabajo, incluyendo copias coloreadas de los mapas geológicos en escalas detalladas y generales, copias de las secciones litológicas levantadas, cortes geológicos, carteras de campo y copia de todos los análisis hechos (geoquímico, petrografía, paleontología, etc.). Además se incluirán copias reproducibles de los mapas geológicos. Se debe remitir: � Cartografía Geológica 1:25.000 � Archivo digital de coberturas: � Unidades Litológicas. � Pliegues, fracturas, fallas y lineamientos. � Rumbos, buzamientos de estratos y de fallas . � Estaciones geológicas, muestras de roca (Petrografía, Petrofísica,

geoquímica, paleontología). � Secciones estratigráficas en formato digital escala 1:1000 y 1:500. Estas

columnas deben poseer la siguiente información básica: � Unidad estratigráfica. � Espesor Acumulado. � Estratigráfica. � Contactos. � Litología. � Granulometría. � Fósiles. � Muestras. � Petrografía. � Petrofísica. � Geoquímica. � Rasgos estructurales (buzamientos, pinchamientos, fallas menores, etc.).

� Secciones estructurales con datos de campo siguiendo el método de

construcción de los kink band (Formato digital), escala 1:1 (1:75.000)


92

� Además se debe entregar los informes de las descripciones geológicas de las unidades, con sus respectivos anexos: Petrográficos, Petrofísicos, Geoquímicos y Bioestratigráficos. Igualmente, deben remitir las carteras de campo y los mapas de trabajo, al igual que los anexos fotográficos.

� Debe indicarse la localización exacta y la ubicación de las muestras de roca,

fósiles y/o evidencias de hidrocarburos colectadas.


93

INFORME DE PROSPECTIVIDAD DEL BLOQUE CONTRATADO El informe de prospectividad del bloque contratado debe presentar la evaluación e interpretación de esta área, integrando toda la información adquirida durante la fase exploratoria (interpretación geológica de la información sísmica, gravimetria, magnetometría, geología de superficie y pozo) e incluir todos los soportes tanto escritos como gráficos (mapas interpretados, correlaciones estratigráficas y estructurales, secciones sísmicas interpretadas, etc. Este informe, con base en el estado de conocimiento y la interpretación de la información adquirida durante el desarrollo del contrato, deberá presentar el potencial de reservas del área, tamaño de campos probables y plays o prospectos identificados.

protocolo externo aso v22 - agencia nacional de … de informacion...

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