Reactivación de la producción gasífera Areniscas Fm. Tupambi Yacimiento Campo Duran UTE Aguarague. Ricardo Delupi _ Matias Ghidina _ Nicolás Strada

Transcripción

1 Reactivación de la producción gasífera Areniscas Fm. Tupambi Yacimiento Campo Duran UTE Aguarague Ricardo Delupi _ Matias Ghidina _ Nicolás Strada

2 Yacimiento Campo Durán. Yacimiento operado por Tecpetrol, UTE Aguarague (YPF 53%, Tecpetrol 23 %, Petrobras 15 %, CGC 5% y Ledesma 4%). Formaciones Productivas: Tupambi, Las Peñas, San Telmo y Tranquitas. Pozo Descubridor CD-6 en 1951, a la fecha 72 pozos perforados (55 productivos Fm. Tupambi). Lote de explotación 77 km 2, área remanente exploratoria 392 km 2. Contrato actual de explotación desde 1993 hasta el 14 de Nov de km de líneas sísmicas 2D y 193 km 2 de sísmica 3D registrada. 2

3 Marco Geológico Regional Campo Durán Campo Duran Campo Duran ubicado en la culminación anticlinal del más externo de los ejes estructurales subandinos. Yacimiento de gas y condensado con un halo de petróleo volátil. Mecanismo de drenaje: expansión en el casquete de gas, mas expansión del gas disuelto en el halo petrolífero. Pi 380 kg/cm2; Ti: 116 C. A A 3

4 Marco Geológico Campo Durán Elevation depth [m] CD-58 CD-56 CD-32 CD-30 CD CD-22CD-1006 CD-17b CD-17 CD-26 CD-45 CD-1003 CD-19 CD-15 CD-10 CD.xp-1001(r) CD-20 ST-1 ST-2 CD-1005 CD-61CD-12 CD-60 CD-1008 CD-7CD-1007 CD-16 CD-1011 CD-1004 CD-21 CD-23 CD-27 CD-54 CD-47 CD-31 CD.xp-68 CD-6 CD-8 M-1 CD-40 CD-40 (re) Re CD-11 CD-25 CD-18 CD-9 CD-1009 CD-14 CD-13 CD.xp-67 CD-29 CD-34 CD-24 CD-33 CD-39 CD-1002 CD-52 CD-48 CD-28 CD-53B CD-38 CD-1010 CD-41 CD-49 CD-42 M-43 CD-46 CD-43 CD-51 I.x-2 I-5 I-4 I-3 I-7 Techo Arena V ioleta BI+BII+BIII Yacimiento Campo Durán / UTE Aguaragüe Fm.Tupambi m 1: B B Anticlinal asimétrico fallado por 2 corrimientos longitudinales vergentes hacia el Este. Dividen el yacimiento en 3 bloques independientes. La estructura del campo presenta un hundimiento Sur marcado, hacia el Norte una suave silla lo separa del yacimiento Madrejones. 4

5 0 Fm Tupambi en Campo Duran. Edad Carbónica Superior (Pensilvaniano). Espesores máximos de 500 m. Ambiente de barras de desembocadura y cuerpos de origen fluvial. Fuertes variaciones laterales reflejadas en cambio de facies y de espesor. Depositada sobre una paleogeografía sumamente irregular. Se divide en Secuencia Amarilla, Rosa, Marrón y Violeta. La porosidad es principalmente primaria (11,4 % a 14 %). Porosidad secundaria por fracturación (testigos corona). Permeabilidades variables de 44 md a 17.4 md. Profundidad media del reservorio 3000 m TVDSS. Cerro Piedras Elevation depth [m] CD CD-56 CD-32 CD-30 CD CD-22CD-1006 CD-17b CD-17 CD-26 CD-45 CD-1003 CD-19 CD-15 CD-10 CD.xp-1001(r) CD-20 ST-1 ST-2 CD-1005 CD-61CD-12 CD-60 CD-1008 CD-7CD-1007 CD-16 CD-1011 CD-1004 CD-21 CD-23 CD-27 CD-54 CD-47 CD-31 CD.xp-68 CD-6 CD-8 M-1 CD-40 CD-40 (re) Re CD-11 CD-25 CD-18 CD-9 CD-1009 CD-14 CD-13 CD.xp-67 CD-29 CD-34 CD-24 CD-42 CD-48 CD-33 CD-39 CD-28 CD-53B CD-38 CD-1010 CD-41 M-43 CD-49 CD-46 CD-1002 CD-52 CD-43 CD-51 I.x-2 I-5 I m I-3 I-7 Techo Arena V ioleta BI+BII+BIII Yacimiento Campo Durán / UTE Aguaragüe Fm.Tupambi 1: Fm. Tarija Fm. Tupambi 5

6 Evolución de Producción Campo Durán Fm Tupambi Inicio del desarrollo después de descubrimiento CD-6. Pico de actividad y producción. UTE Aguaragüe toma la concesión del Yacimiento. 2do pico de actividad y producción Período de fuerte declinación que motiva el análisis en profundidad del yacimiento. 6

7 Cálculo de EUR por declinación (2008) Período de fuerte declinación En el Año 2008 se inicia el estudio integral de reservorio buscando incrementar las reservas del yacimiento. 7

8 Estudios Realizados - Implementación. Modelo Geológico Balance de Materia Histórico de Producción y Presiones Reinterpretaciones Sísmicas Pozos Nuevos Pozos Reemplazo PLAN DE DESARROLLO Pozos Infill Reparacione s 8

9 0 Balance de Materia Fm. Tupambi. (2008) Elevation depth [m] CD CD CD-46 CD-33 CD-51 CD-34 CD-39 CD-28 CD-29 CD-53B CD-38 CD-1010 CD-24 CD-25 CD-1002 CD-31 CD-41 CD-22CD-1006 CD-17b CD-17 CD-26 CD-45 CD-1003 CD-19 CD-15 CD-10 CD.xp-1001(r) CD-20 ST-1 ST-2 CD-1005 CD-61CD-12 CD-60 CD-1008 CD-7CD-1007 CD-16 CD-1011 CD-1004 CD-18 CD-6 CD-9 CD.xp-68 CD-21 CD-1009 CD-14 CD-13 CD-23 CD-8 CD-40 CD-40 (re) Re CD-11 CD-32 CD-47 CD-27 CD-30 CD-36 CD-54 M-1 CD.xp-67 M-43 CD-49 CD-52 CD-43 CD-42 CD-48 I.x-2 I-5 Techo Arena V ioleta BI+BII+BIII Yacimiento Campo Durán / UTE Aguaragüe Fm.Tupambi I m I-3 I-7 1: Zona Norte OGIP x Bal de Mat 5450 MMm3 Zona Centro OGIP x Bal de Mat MMm3 Zona Sur OGIP x Bal de Mat 4590 MMm3 Trabajo realizado en Considerando las variaciones estratigráficas se divide en Zona Norte, Centro y Sur. Recopilación de Datos de Presión de Pozos. Análisis de Pozos Productores. Análisis de Pozos reinyectores de Gas. Calculo de Reservas y Recursos. Presión de Abandono. Acumulada Final. Programa de Desarrollo. Total OGIP: MMm3 EUR: MMm3; FR: 88%, Presión de Abandono 40 Kg/cm 2 9

10 Balance de Materia Fm. Tupambi. Año 2008 P/Z Reserva 130 MMm3 Up-side 1520 MMm3 Gas Mm3 P/Z Zona Centro P/Z Reserva 1800 MMm Up-side 6000 MMm3 Gas Mm3 Reserva 110 MMm3 Up-side 1050 MMm3 Gas Mm3 10

11 CD-58 CD-56 0 CD-32 CD-30 CD CD-24 CD-25 CD-1002 CD-31 CD-41 CD-22CD-1006 CD-17b CD-17 CD-26 CD-45 CD-1003 CD-19 CD-15 CD-10 CD.xp-1001(r) CD-20 ST-1 ST-2 CD-1005 CD-61CD-12 CD-60 CD-1008 CD-7CD-1007 CD-16 CD-1011 CD-1004 CD-18 CD-6 CD-9 CD.xp-68 CD-21 CD-1009 CD-14 CD-13 CD-23 CD-40 CD-40 (re) Re CD-11 CD-47 CD-27 CD-54 CD-8 M-1 CD.xp-67 M-43 CD-49 CD-52 CD-42 CD-48 CD-46 CD-43 CD-33 CD-51 CD-34 CD-39 CD-28 CD-29 CD-53B CD-38 CD-1010 I.x-2 I-5 Yacimiento Campo Durán / UTE Aguaragüe Fm.Tupambi I m I-3 I-7 1:79000 Generación Modelo Estructural _ Estratigráfico Campo Duran. CD-28 CD-53b BI BII Análisis Realizados Revisión Controles Geológicos_ Análisis de Coronas. Correlación detalle Pozo-Pozo Elevation depth [m] Techo Arena V ioleta BI+BII+BIII CD-60 BIII CD-1008 CD-7 CD-1007 CD-1004 Reinterpretaciones Sísmicas. Reinterpretaciones Perfiles de Buzamiento. Análisis Petrofísicos. Definiciones Modelo Estructural_Estratigrafico Incertidumbre estructural en BIII BI BII Grandes variaciones laterales (cambios faciales). Relaciones estratigráficas complejas (relaciones erosivas). BIII Predicción de calidad de reservorio compleja. 11

12 0 Pozos Reemplazos Elevation depth [m] CD CD-56 CD-32 CD-30 CD CD-22CD-1006 CD-17b CD-17 CD-26 CD-45 CD-1003 CD-19 CD-15 CD-10 CD.xp-1001(r) CD-20 ST-1 ST-2 CD-1005 CD-61CD-12 CD-60 CD-1008 CD-7CD-1007 CD-16 CD-1011 CD-1004 CD-21 CD-23 CD-27 CD-54 CD-47 CD-31 CD.xp-68 CD-6 CD-8 M-1 CD-40 CD-40 (re) Re CD-11 CD-25 CD-18 CD-9 CD-1009 CD-14 CD-13 CD.xp-67 CD-29 CD-34 CD-24 CD-33 CD-39 CD-1002 CD-52 CD-48 CD-28 CD-53B CD-38 CD-1010 CD-41 CD-49 CD-42 M-43 CD-46 CD-43 CD-51 I.x-2 I-5 I-4 I-3 I-7 Techo Arena V ioleta BI+BII+BIII Yacimiento Campo Durán / UTE Aguaragüe Fm.Tupambi m 1: Reemplazo de Pozos parados por problemas mecánicos. 3 Pozos Reemplazo ya perforados (CD-1001r, CD-1008 y CD-1010) 2 Pozos de Reemplazo Propuestos. CD-25 (CD-1013) CD-39 (CD-1016) Los 3 pozos de reemplazo perforados se estima acumularían en promedio 275 MMm3 de Gas 12

13 Pozos Reemplazos _ Pozos In fill Elevation depth [m] B CD CD CD-22CD-1006 CD-17b CD-17 CD-26 CD-45 CD-1003 CD-19 CD-15 CD-10 CD.xp-1001(r) CD-20 ST-1 ST-2 CD-1005 CD-61CD-12 CD-60 CD-1008 CD-7CD-1007 CD-16 CD-1011 CD-1004 CD-18 CD-6 CD-9 CD.xp-68 CD-21 CD-1009 CD-14 CD-13 CD-40 CD-40 (re) Re CD-11 CD-32 CD-47 CD-27 CD-30 CD-36 CD-23 CD-54 CD.xp-67 CD-52 CD-49 CD-43 CD-42 CD-48 CD-46 CD-33 CD-51 CD-34 CD-39 CD-28 CD-29 CD-53B CD-38 CD-1010 CD-24 CD-25 CD-1002 CD-31 CD-41 CD-8 M-1 M-43 I.x-2 I-5 I-4 B I-3 I-7 Techo Arena V ioleta BI+BII+BIII Yacimiento Campo Durán / UTE Aguaragüe Fm.Tupambi m 1: Pozos In Fill B B Distanciamiento Aproximado promedio de 600 m. Objetivos Secuencia Arenosa Fm. Tupambi Bloque I/II 13

14 Pozos Nuevos Perforados y zonas en Estudio Elevation depth [m] CD CD CD-22CD-1006 CD-17b CD-17 CD-26 CD-45 CD-1003 CD-19 CD-15 CD-10 CD.xp-1001(r) CD-20 ST-1 ST-2 CD-1005 CD-61CD-12 CD-60 CD-1008 CD-7CD-1007 CD-16 CD-1011 CD-1004 CD-47 CD-27 CD-36 CD-54 CD-31 CD-43 CD-42 CD-48 B B CD-25 CD-24 CD-18 CD-6 CD-9 CD.xp-68 CD-21 CD-1009 CD-14 CD-13 C CD-23 CD-8 C CD-40 CD-40 (re) Re CD-11 CD-32 CD-30 M-1 CD.xp-67 CD-34 CD-52 CD-49 CD-33 CD-39 CD-28 CD-29 CD-53B CD-38 CD-1010 CD-41 M-43 A A CD-46 CD-1002 CD-51 I.x-2 I-5 I-4 I-3 I-7 Techo Arena V ioleta BI+BII+BIII Yacimiento Campo Durán / UTE Aguaragüe Fm.Tupambi m 1: A A B B C C Zonas con propuestas Pozos Nuevos-En Estudio. Pozos Nuevos Perforados desde

15 Producción y Pronóstico CD-TUP EUR = 4200 MMm3 WO CD 1003 CD 1001 CD 1007 CD 1008 CD 1009 CD 1010 CD 1016 WO CD 51 CD 1017 CD 1013 CD BII bis A, B y C. 15

16 Balance de Materia Fm. Tupambi. Año 2015 P/Z Gp 2008/15: 170 MMm3 Reserva 750 MMm3 cert Up-side 1200 MMm3 Gas Mm3 P/Z P/Z Reserva 2480 MMm3 cert Up-side 1960 MMm3 Gp 2008/15 : 2245 MMm3 Gas Mm3 Reserva 85 MMm3 cert Up-side 975 MMm3 Gp 2008/15: 150 MMm3 Gas Mm3 16

17 Conclusiones Desde el año 2008 a la fecha, los estudios de reservorio y los trabajos realizados en la perforación de pozos nuevos y en la reparación de pozos existentes permitieron incrementar la producción gasífera de un yacimiento maduro (Campo Durán - Fm. Tupambi), reducir la declinación global del yacimiento y aumentar significativamente la reserva a desarrollar. El cálculo de Balance de Materia por zonas, el análisis de datos actuales de producción y presión en cada nivel de la formación Tupambi y la actualización del modelo geológico (estratigráficoestructural) permiten definir en forma metodológica un plan de desarrollo sustentable en el tiempo, identificando: Reemplazos de Pozos. Identificación de Pozos in-fill. Perforación en nuevas zonas de reservas P2-P3. 17