Potencial Adicional De La Formacion Tetuán En El Campo Tenay

La Formación Tetuán ha sido probada exitosamete como productora de hidrocarburos en el Valle Superior del Magdalena, específicamente en la Subcuenca de Neiva con el pozo Dina-1, ubicado en lo que hoy corresponde al campo Tenay, fue perforado en 1961 por International Petroleum (Colombia) Limited y del cual se cuantificaron 970 bopd de hidrocarburos de 32° API en los DST’s realizados. En el Campo San Francisco, descubierto en 1985 por Hocol, se han producido 3.05 Mbls provenientes del sistema matriz-fracturas de la Fm. Tetuán, iniciando producción desde 1993 con el pozo SF-114 y habiendo completado 27 pozos en dicha unidad. Hacia el sur de la SubCuenca de Neiva, en asociación con Ecopetrol, compañías operadoras del área han probado producción en areniscas calcáreas a la base del Grupo Villeta, correlacionables con la Fm. Tetuán. Hacia el norte de la cuenca del VSM (Subcuenca de Girardot), la compañía Hocol perforó en 2007 el pozo Pacande Sur-2, del cual se obtuvo caudal inicial de 800 bopd de la Formación Tetuán y de los niveles calcáreos de la Unidad Caballos Medio. Estas evidencias denotan la importancia de la unidad como objetivo de producción en el área. La Formación “Calizas de Tetuán” fue probada en el campo Tenay en el pozo Tenay-11ST (perforado en 2008 por Ecopetrol), el cual alcanzó una producción de hidrocarburos de 258 bopd de 34 °API, viscosidad de 0.789 cp mientras se perforaba buscando la Formación Caballos, objetivo principal del campo. En 2010-2011 Ecopetrol adelantó la caracterización del sistema fracturado de la Fm. Tetuán en el campo Tenay con el propósito de tener una primera aproximación al entrendimiento del yacimiento. Los inmadurez de la roca, la caída de producción de petróleo posterior a un pico inicial acompañado de un aumento del corte de agua hasta valores mayores al 90%, la imposibilidad técnica de llevar a cabo pruebas de laboratorio en tapones para realizar pruebas que verifiquen el aporte de la matriz debido a sus bajísimias propiedades petrofísicas, son entre otros, las razones para ubicar el aporte de hidrocarburos proveniente de un típico yacimiento naturalmente fracturado. Sin embargo, la información analizada permitió adelantar una sensibilización a la variación del exponente de cementación y la densida de la rmatriz de la roca como indicador de intensidad de fracturamiento, permitiendo incluir las facies Mudstone en el cálculo volumétrico, considerando un leve aporte en un sistema dual matriz-fractura en un escenario optimista, lo cual plantea la necesidad de diseñar planes de desarrollo que incluyan necesariamente el fracturamiento de las zonas potenciales y la adquisición de información para avanzar en el drenaje del yacimiento, abriendo la posibilidad de aprovechar un potencial adicional como objetivo secundario a nivel de campo, el cual en caso de éxito, se podría perfilar a nivel de otras Formaciones del Grupo Villeta en los activos que tiene la Empresa en la Cuenca.