Integration in Rincon Chico

Transcripción

1 Petrophysic Characterization of a Deep Sill by Data Integration in Rincon Chico Daniel Astesiano, Cesar Whitty, Enrique Chiapello (Total Austral) Marta D Angiola, Ramiro Lopez (Fronterra Geociences Argentina) VII Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos VII Congreso Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

2 Rincón Rhico Generalidades del Yacimiento El yacimiento Rincón Chico se encuentra en la parte central de la Cuenca Neuquina. Fue descubierto por TOTAL AUSTRAL en 2001 (RCh.xp-101) UTE: Repsol-YPF, Wintershall, TA y PAE El reservorio es un dique intrusivo (Filon 9) y sus zonas metamorfizadas (UMZ & LMZ) que produce gas. 2- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

3 Generalidades del Yacimiento El dique volcánico profundo ( Deep Sills ) intruye depósitos Jurásicos del Grupo Cuyo más precisamente las areniscas de Fm Lajas y las arcillas de Fm Molles. Este intrusivo es de composición gábrica El Filon 9 fue datado a partir del método 40 Argon/ 39 Argon en 1.5 Ma Profundidad: 4100mMD / Espesor promedio: 90 m (Complejo Filón) RCh.e-102 RCh.xp-101 Merge / Statics! NE F9 Offlap break Lajas Top Massive Lajas Lajas (Masive Sandstones) Los Molles (Shales) F10 3- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina 2km

4 Generalidades del Yacimiento 4- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

5 Generalidades del Yacimiento RCh.e-102 RCh.xp-101 RCh.a-103 LAJAS TOP F9 Depth Map Ramp 1 km 101 UMZ FILON 9 LMZ 102 Higher block 103 MOLLES Lower block 5- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

6 Datos Disponibles Mud logging (Geoservices) Unidad de última tecnología (Geonext) Cromatografía a partir del Reserval (Gas While Drilling) Perfiles Convencionales (Schlumberger) GR, neutrón, densidad, sónico (compressional and shear), inducciones (AIT), PEF Perfiles de Imagen (Baker Atlas) Acústico (CBIL) y resistivo para OBM (Earth Imager) Dos Coronas (descripción de fracturas por Fronterra, CCA del Laboratorio de TA en Neuquén) Core# mtmd (Rec: 4m, 67 %) Core# mtmd (Rec: 18m, 100 %) Ensayo a Pozo entubado Resultado de los ensayos (tipo y caudales de los fluidos, presión de formación, PLT, etc) 6- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

7 Método Aguilera Considera al reservorio naturalmente fracturado como un sistema de doble porosidad conectado en paralelo. 7- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

8 Método Aguilera Qué datos necesita? Perfil de resistividad Perfil de porosidad Qué parámetros utiliza? Exponente de doble porosidad m Coeficiente de partición V Cuantificar Fracturación Exponente de Saturación de agua n Cuantificar SW No Aplicado Parámetro estadístico P 8- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

9 Método Aguilera Zone Name Top Bottom Gross Thick PHIET PHIEB PHIEF Net Pay Fract PHIET PHIEB PHIEF Valor de (mbbp) (mbbp) (m) (%) (%) (%) (m) (%) (%) (%) "m" UMZ A (F-9) UMZ B (F-9) FILON SUP (F-9) FILON INF (F-9) LMZ (F-9) Curve Name Pay Cutoff Cutoff Total Porosity PHIET yes 1% Fract.Porosity PHIEF yes 0.50% Matrix Porosity PHIEB no 0 9- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

10 DT Stoneley Top UMZ Sill 9 GR KI integration KI 4260 Top Sill Base Sill 9 Permeable fracture Filled with Mud Fracture absorbs a part of the initial energy: Creation of reflected waves (up and downgoing) =>chevrons Initial energy is attenuated Base LMZ Sill 9 Upgoing Stoneley wave md equivalent baseline 10- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

11 Análisis de Fracturas (Coronas + Imágenes) 11- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

12 Análisis de Fracturas (Coronas + Imágenes) 12- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

13 Análisis de Fracturas (Coronas + Imágenes) 13- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

14 Análisis de Fracturas (Coronas + Imágenes) 14- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

15 Análisis de Fracturas (Coronas + Imágenes) 15- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

16 Análisis de Fracturas (Coronas + Imágenes) 16- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

17 Análisis de Fracturas (Coronas + Imágenes) 17- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

18 Interpretación Final (Composite Log) Perforated interval 18- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

19 Resultado de los Ensayos 19- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

20 GR_1 0 GAPI 200 HCAL_1 6 IN 16 DEPTH METRES INTERVAL AT90_1 1 OHMM 1000 AT60_1 1 OHMM 1000 AT20_1 1 OHMM 1000 CORE_ OPEN_FRAC_1 0 V/V 10 SUM_FRAC_1 0 V/V 10 Stoneley K Pseudo PLT PERFO_1 0 B/E 10 SPIN_1 0 RPS 20 Fluid tested by PLT WFDE_1 0.8 RPS 1.1 PHIE_ V/V 0 PHIEF_ V/V 0 WTEP_1 M_PARAM_1 287 RPS V/V 2 V_PART_1 0 V/V Gas 4250 UMZ Filon 9 Perforated interval LMZ 4325 Lajas PLT spinner Water 20- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

21 NTG 0 M3/M3 10 TG 50 PPM RUN -3 1 at OHMM 2000 at OHMM 2000 GR BS 0 GAPI INCHES 0 CORES LAYERING UMZ DEPTH METRES ROP 1 M/HR200 Evaluaci RPM 0 RPM 200 FLOW 0 L/MIN 3000 temp_out 20 DEGC 70 temp_in 20 DEGC 70 MW_IN_1 1 G/C3 2 MW_OUT_1 1 G/C3 2 QC CORES QC QC Gas While Drilling NC IC NC IC4 1 PPM C3 1 PPM C2 1 PPM C1 1 PPM TG 1 PPM TG_SCCOR_1 0 PPM 2 TG_SCCOR_1 0 PPM 2 PCTC1 % C1VC2 V/V C5 () C5 versus C4 UMZ to LAJAS 1 Filter: QC<1.5&DEPTH>4222&DEPTH<4270&CORE< Filon 9 C4 () Color: Maximum of DEPTH 4300 Fair organization with C5 despite: Low amount of C4 & C5, close or below 10ppm quantificqtion threshold Recycling needs to be assessed with Gas In Two families are evidenced LMZ 21- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

22 Conclusiones Y Recomendaciones La caracterización de Reservorios Naturalmente Fracturados es siempre dificultosa Es imprescindible contar con muchos y variados tipos de datos. El éxito de la interpretación debe ser basado en una verdadera integración de dichos datos. Gracias a dicha integración se pudo establecer claramente de manera predictiva los intervalos productivos El método Aguilera parece ser lo más confiable para cuantificar φfr e identificar intervalos fracturados a partir de perfiles convencionales. No para el cálculo de SW Las coronas fueron usadas para calibrar la curva de Porosidad Total y la interpretación de los perfiles de imágenes. Es fundamental la adquisición de perfiles de imágenes. Ambos, acústico y resistivo, disminuyen la incertidumbre de la interpretación Se observa un excelente correlación entre el PLT real y el pseudo PLT derivado del DT Stoneley El tipo de fluido no pudo ser determinado antes de los ensayos. Se recomienda la aplicación de la técnica de GWD en los próximos pozos 22- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina

23 Preguntas? AGRADECIMIENTOS!!! 23- VII Congreso de Hidrocarburos, Noviembre 2008, Mar del Plata, Argentina