Recovering Historical Decline Rates and Maximizing Production in a Mature Field*

Recovering Historical Decline Rates and Maximizing Production in a Mature Field* Julián José Blanco 1, Valeria Riveros 1, Juan Tagliorette 1, Flavio Donadio 1, and Horacio Albarracín 1 Search and Discovery Article #2312 (215)** Posted June 3, 215 *Adapted from oral presentation given at AAPG Latin America Region, Geoscience Technology Workshop, Extending Mature Fields Life Cycles: The Role of New Technologies and Integrated Strategies, Buenos Aires, Argentina, May 11-12, 215 **Datapages 215 Serial rights given by author. For all other rights contact author directly. 1 YPF S.A., Argentina (juan.tagliorette@ypf.com) Abstract A restoration plan has been applied in the Señal Picada Field since 212 to recover the historical decline rate, which had deteriorated and doubled in the period 27-212. This situation led to P1 reserves loss in the same period. The field was discovered in 1963 and had several drilling campaigns, mainly between 196 s and 198 s. In the 197 s water injection for IOR was implemented. Currently he field has 27 producers and 11 injector wells. This restoration plan involves drilling replacement and infill wells, and also includes work-over and maintenance activities for existing wells. An integrated subsurface model was proposed as the primary decision tool. A full field static model was finished in 212. In 212-214 we used data from the static model to propose new wells, either replacement or infill. We used and compared a set of static and dynamic data as a method to maximize production: OOIP, RF, injected pore volume per layer and pattern, acreage. Last production rate and date in original wells (criteria for replacement wells). DCA analysis per pattern. Well integrity analysis, used to select work-overs (both injectors and producers) This method has proved to be successful, considering that the project was profitable and decline rate recovered to near historical values at the end of 213. Major surface modifications were also needed to achieve this goal. In 214 the method showed

marginal results and the need for a full field dynamic model was clear if we wanted to maximize production and profit. This was created using dynamic software to evaluate current recovery factors and to assess new wells to be drilled in the field (replacement or infill). We had to validate fluid production and injection for more than 4 wells (with 3 or more active layers) and nearly 5 years of field history. Current investment proposal in the field is supported by this tool, adding to the previous criteria the following: Current and final oil saturation, RF, and injected pore volume per pattern and layer. Identifies poorly drained zones. Scenario analysis (e.g. do nothing vs. drill) with production curves supported by a model (not only by DCA method) Now we are drilling new wells and initial results are as forecasted by the model. We continue to gather new data from wells (e.g. logs not acquired before, such as NMR or RFT) to improve the static and dynamical models.

EXTENDING MATURE FIELDS LIFE CYCLES: THE ROLE OF NEW TECHNOLOGIES & INTEGRATED STRATEGIES 11-12 May 215 Buenos Aires, Argentina

Nota Legal Declaración bajo la protección otorgada por la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 de los Estados Unidos de América ( Private Securities Litigation Reform Act of 1995 ). Este documento contiene ciertas afirmaciones que YPF considera constituyen estimaciones sobre las perspectivas de la compañía ( forward-looking statements ) tal como se definen en la Ley de Reforma de Litigios Privados de 1995 ( Private Securities Litigation Reform Act of 1995 ). Dichas afirmaciones pueden incluir declaraciones sobre las intenciones, creencias, planes, expectativas reinantes u objetivos a la fecha de hoy por parte de YPF y su gerencia, incluyendo estimaciones con respecto a tendencias que afecten la futura situación financiera de YPF, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, sus resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volumen de producción, comercialización y reservas, así como con respecto a gastos futuros de capital, inversiones planificados por YPF y expansión y de otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos. Estas declaraciones pueden incluir supuestos sobre futuras condiciones económicas y otras, el precio del petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio. Estas declaraciones no constituyen garantías de qué resultados futuros, precios, márgenes, tasas de cambio u otros eventos se concretarán y las mismas están sujetas a riesgos importantes, incertidumbres, cambios en circunstancias y otros factores que pueden estar fuera del control de YPF o que pueden ser difíciles de predecir. En el futuro, la situación financiera, ratios financieros, operativos, de reemplazo de reservas y otros, resultados operativos, estrategia de negocio, concentración geográfica y de negocio, volúmenes de producción y comercialización, reservas, gastos de capital e inversiones de YPF y expansión y otros proyectos, actividades exploratorias, intereses de los socios, desinversiones, ahorros de costos y políticas de pago de dividendos, así como futuras condiciones económicas y otras como el precio del petróleo y sus derivados, márgenes de refino y marketing y tasas de cambio podrían variar sustancialmente en comparación a aquellas contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones. Factores importantes que pudieran causar esas diferencias incluyen pero no se limitan a fluctuaciones en el precio del petróleo y sus derivados, niveles de oferta y demanda, tasa de cambio de divisas, resultados de exploración, perforación y producción, cambios en estimaciones de reservas, éxito en asociaciones con terceros, pérdida de participación en el mercado, competencia, riesgos medioambientales, físicos y de negocios en mercados emergentes, modificaciones legislativos, fiscales, legales y regulatorios, condiciones financieras y económicas en varios países y regiones, riesgos políticos, guerras, actos de terrorismo, desastres naturales, retrasos de proyectos o aprobaciones, así como otros factores descriptos en la documentación presentada por YPF y sus empresas afiliadas ante la Comisión Nacional de Valores en Argentina y la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América y, particularmente, aquellos factores descriptos en la Ítem 3 titulada Key information Risk Factors y la Ítem 5 titulada Operating and Financial Review and Prospects del Informe Anual de YPF en Formato 2-F para el año fiscal finalizado el 31 de Diciembre de 213, registrado ante la Securities and Exchange Commission. En vista de lo mencionado anteriormente, las estimaciones incluidas en este documento pueden no ocurrir. Excepto por requerimientos legales, YPF no se compromete a actualizar o revisar públicamente dichas estimaciones aún en el caso en que eventos o cambios futuros indiquen claramente que las proyecciones o las situaciones contenidas expresa o implícitamente en dichas estimaciones no se concretarán. Este material no constituye una oferta de venta de bonos, acciones o ADRs de YPF S.A. en Estados Unidos u otros lugares. 2

DECLINE RATES AND MAXIMIZING Authors: J. Blanco V. Riveros J. Tagliorette F. Donadio H. Albarracín

Index Introduction Problem description Methodology proposed Initial Results Methodology reviewed Remarks & Final Conclusions

Geographic Location ESCALA GRAFICA 2 5 5 k m Señal Picada field is located in Neuquén Basin, in Río Negro and Neuquén States, 6 km from Catriel town and 19 km from Neuquén City.

Geology Upper Fm Loma Montosa is the main reservoir in Señal Picada field. Hydrocarbon production also provides from the Lower Member of It and Centenario Fm. The reservoirs of Upper Loma Montosa Fm consist of shallow marine deposits represented by Sandstone, Limestone Sandy and less Cluster Limestone. Its petrophysical properties are good. The reservoirs of Lower Loma Montosa Fm consist of Limestone Conglomerates, Limestone and Sandstone. It has worse petrophysical conditions than the Upper Member. 6

Production and Injection History +5 e-81/e-82/24/223/224/23/281/... WINJ m³/d +4 LIQ m³/d +3 OIL m³/d +2 361965 1968 1971 1974 1977 198 1983 e-81/e-82/24/223/224/23/281/... 1986 1989 1992 1995 1998 21 24 27 21 213 216 219 qop[m³/dc] qlp[m³/dc] qwip[m³/dc] 3 24 18 12 6 OIL Producer Wells Water Injection Wells 1965 1968 1971 1974 1977 198 1983 1986 1989 1992 1995 1998 21 24 27 21 213 216 219 PWP IWP First oil (year) 1965 Production Wells +25 Injection Wells +1 Oil bbl/d 56 Water inj bbl/d 157 Water cut % >96 RF % 27 Lease exp. date 227 7

Inj Wells Number Liq Prod & WInj OIL Production Problem description EVOLUCION DE SECUNDARIA SEÑAL PICADA In the period highlighted the field had a severe decline rate (twice than previous rate), the main reasons were: Shut down of injector and producer wells by mechanical integrity. Poor vertical sweep efficiency (% conventional wells) Surface injection system damaged (pipes, tanks, pumps). Water injection was discontinuous. As a result the field lost P1 Reserves in consecutive periods EVOLUCION DE SECUNDARIA SEÑAL OIL PICADA [m³/d] EVOLUCION DE SECUNDARIA SEÑAL PICADA Inj [km³/d] Liq [km³/d] WO Iny Pz INY.CONVENC. Pz INY. SELECTIVA 8

Methodology To recover the historical decline of the Field we focus on optimizing Oil production & Water Injection by: Workover in injection and producer wells. Replacement of injection and producing wells. Run selective completion in new injection wells Identification of new pay zones. Drill infill wells Repair and build surface facilities

27 62 85 51 67 21 3 141 29 88 Well Selection Period 212-214 In the period 212-214 we use data from the static model to propose new wells, either replacement or infill. We used and compared a set of static and dynamic data as a method to maximize production: Last production rate and mechanical condition in original wells (criteria for replacement wells). DCA per pattern. OOIP, RF, acreage, Net Pay. Well integrity analysis: used to select workovers (both injectors and producers). GERENCIA DE PERFORACION UNAO INGENIERIA DE WORKOVER PROTOCOLO VALORACION DEL RIESGO EN WORKOVER DE POZOS INYECTORES POZO: YPF.Nq.SP-26 1 Condición del CASING 3% Maximo Estado 1.1 Estado de corrosion 25% Desconocido 1.2 Existe fuga y/o comunicación entre tbg y anular? 15% No 1.3 El cielo de cemento se encuentra desde la guia? 15% Mas de 2 mts 1.4 Tiempo en años como Pozo Inyector de agua? 2% Entre 4 & 8 años 1.5 Condición de la Cementación en la Zona de Interés? 1% Bueno 1.6 Existe comunicación entre cañerias guía y aislación? 15% No Riesgo Casing 15 Condicion de Instalación de Inyección Actual 2 7% Maximo Riesgo 2.1 Hay obstrucción en el tubing según calibre de últimos 3 meses? 2% No 2.2 Indicios de rotura de tubing? 1% No 2.3 La Instalación es Selectiva? 2% Convencional 2.4 Sin válvulas reguladoras dentro de los Mandriles de Inyeccción? 1% No 2.5 Tiene Instalación con tubing de acero? (No Revestido) 15% Acero revestido 2.6 Diámetro de Tubing menor de 2-7/8"? 5% 2 7/8" 2.7 Tiempo en años del Ultimo WO con movimiento de instalación? 2% Menor a 4 años Riesgo Instalación 6 Posibilidad de Cumplimiento del Objetivo: 79

6 Well Selection Period 212-214 Last production rate and mechanical condition in original wells (criteria for replacement wells) 1 1 ORIGINAL WELL LIQ m³/d 147/147(I) REPLACEMENT WELL 1 8 1 121/121(I) 1 4 ORIGINAL WELL LIQ m³/d REPLACEMENT WELL 1 8 OIL m³/d 2 6.1 1971 1974 1977 198 1983 1986 1989 1992 1995 1998 21 24 27 21 213 216 219 qop[m³/dc] qlp[m³/dc] PWP 1 OIL m³/d 4 2 Only productive wells with integrity issues were replaced..1 1971 1974 1977 198 1983 1986 1989 1992 1995 1998 21 24 27 21 213 216 219 11

Well Selection Period 212-214 OOIP, RF, acreage (Infill Wells) For the selection of Infill Wells, we calculated the drainage radios of wells in Señal Picada field, with the following considerations: Rd Hutil Np Bo 1 Sw Phi FR ini We considered that the selected positions were in zones with good net pay. Net Pay Net Pay Current wells Net Pay Proposed wells Espesor Util [[m]]. 2. 4. 6. 8. 1. 12. 14. 16. 18. 2. 22. 24. 26. 28. 3. 32. 34. 36. Net Pay map with drainage radios bubbles. The selected wells are marked

25 56 62 47 42 21 2 123 19 74 Well Selection Period 212-214 DCA per pattern. 1E+4 Pozo/Location 18 1E+3 LIQ m³/d 16 14 REPLACEMENT WELL WINJ m³/d 12 1E+2 ORIGINAL WELL 1 8 1E+1 OIL Producer Wells OIL m³/d 6 4 Water Injection Wells 2 1E+ 1986 1988 199 1992 1994 1996 1998 2 22 24 26 28 21 212 214 216 218 22 qop Pozo[m³/DC] qlp Pozo[m³/DC] qwip Pozo[m³/DC] IWP Pozo PWP Pozo 13

Well Selection Period 212-214 Well integrity analysis: used to select workovers (both injectors and producers) GERENCIA DE PERFORACION UNAO INGENIERIA DE WORKOVER PROTOCOLO VALORACION DEL RIESGO EN WORKOVER DE POZOS PRODUCTORES POZO: YPF.RN.SP-29 1 Condición del CASING 4% Maximo Estado 1.1 Diametro de Casing 5% 7 1.2 Estado de corrosion 25% Buena 1.3 El cielo de cemento se encuentra desde la guia? 15% Por encima de la Guia 1.4 Condición de la Cementación en la Zona de Interés? 1% Bueno 1.5 Tiene Rotura de Casing? 15% No 1.6 Tiempo en años como Pozo Productor? 2% Entre 4 & 8 años 1.7 Existe comunicación entre cañerias guía y aislación? 1% No Riesgo Casing 4 2 Condicion de Instalación de Productor 6% Maximo Riesgo 2.1 Tipo de Sistema de Produccion 2% PCP 2.2 Tiene alguna Pesca el Pozo? 3% S/PESCA 2.3 El Pozo se encuentra parado desde? 15% Produciendo 2.5 Tiempo en años del Ultimo WO con movimiento de instalación? 2% Menor a 4 años 2.4 Tipo de Pozo? 15% Vertical Riesgo Instalación 9 Posibilidad de Cumplimiento del Objetivo: 87 GERENCIA DE PERFORACION UNAO INGENIERIA DE WORKOVER PROTOCOLO VALORACION DEL RIESGO EN WORKOVER DE POZOS INYECTORES POZO: YPF.Nq.SP-26 1 Condición del CASING 3% Maximo Estado 1.1 Estado de corrosion 25% Desconocido 1.2 Existe fuga y/o comunicación entre tbg y anular? 15% No 1.3 El cielo de cemento se encuentra desde la guia? 15% Mas de 2 mts 1.4 Tiempo en años como Pozo Inyector de agua? 2% Entre 4 & 8 años 1.5 Condición de la Cementación en la Zona de Interés? 1% Bueno 1.6 Existe comunicación entre cañerias guía y aislación? 15% No Riesgo Casing 15 2 Condicion de Instalación de Inyección Actual 7% Maximo Riesgo 2.1 Hay obstrucción en el tubing según calibre de últimos 3 meses? 2% No 2.2 Indicios de rotura de tubing? 1% No 2.3 La Instalación es Selectiva? 2% Convencional 2.4 Sin válvulas reguladoras dentro de los Mandriles de Inyeccción? 1% No 2.5 Tiene Instalación con tubing de acero? (No Revestido) 15% Acero revestido 2.6 Diámetro de Tubing menor de 2-7/8"? 5% 2 7/8" 2.7 Tiempo en años del Ultimo WO con movimiento de instalación? 2% Menor a 4 años Riesgo Instalación 6 Posibilidad de Cumplimiento del Objetivo: 79 Calculated WO 212 Well Percent of Success WO_INY_1 43% WO_INY_2 77% WO_INY_3 55% WO_INY_4 38% WO_INY_5 42% WO_INY_6 58% WO_INY_7 49% WO_INY_8 7% WO_INY_9 73% WO_INY_1 86% WO_INY_11 63% WO_INY_12 62% WO_INY_13 8% WO_INY_14 64% WO_INY_15 8% WO_INY_16 39% WO_INY_17 58% Average % Success 61% Campaign Current Interventions (Total/Failure) % Success 212 44 / 15 66 213 7 / 1 214 12 / 1 92 Total 63 / 16 75 Well Calculated (215+) % Success WO-1 67 WO-2 91 WO-3 91 WO-4 87 WO-5 61 WO-6 73 WO-7 66 WO-8 62 WO-9 72 WO-1 71 WO-11 91 WO-12 71 WO-13 64 WO-14 87 Promedio 75 14

Initial Results 212-214 After 3 years overall results were satisfactory. The project included new wells, workovers and investment in surface facilities. Campaigns 212-213 showed results higher than forecasted. PROJECT Field decline rate was improved. P1 Reserves were added in consecutive periods But campaign 214 exhibited poorer results, especially in new wells. Methodology had to be improved 15

Initial Results 212-214 Field decline rate was improved. New Injection wells and WO Entire Projet (New Wells and Workovers, both producers and injectors) Current Decline Current Decline Δ 4% Δ 65% Decline before Project Decline before Project

Proposed methodology 215+ [mmd] -,5 1,4 To reduce uncertainties a full field dynamic model was proposed. Time to deliver 1, 251,43 was a constraint and an analytic tool was chosen to build the model. 855, Static model was used 857, as an input for layer properties, well tops, OOIP, etc. 858,23 Extensive data gathering 86,7 and analysis: more than 4 wells (with 3 or more 861, active layers) and 5864,84 years of field history. Data quality is poor if it is old (>15 869,96 years). 87,67 874,5 Time expended to build up the model: 1 months 851,81 872, 875,2 875,75 876,69 877,58 881, When the model was adjusted, it allowed us to: 887,5 897, Evaluate current and 9,25 final So, RF, PVI 96,45 Identifies poor drained 97,58areas 99, 91,28 Make scenario analysis 918,3 927,49 Support for new data acquisition: NMR logs, RFT, cores, well test. 928,36 93, 952,19 27/12/24 31/12/24 6/1/25 9/1/25 11/1/25 12/8/25 16/8/25 2/8/25 21/8/25 23/8/25 6/1/29 8/1/29 2/5/29 24/5/29

5827 5827 5828 5828 5829 5829 583 583 5831 5831 5832 5832 5833 5833 5834 5834 5835 5835 5836 5836 5837 5837 5838 5838 Well Selection Period 215+ Pre-selection 2566 2567 2568 2569 257 2571 2572 2573 2574 2575 2576 2577 2578 2579 258 2581 Replacement Wells Current RF of abandoned wells or wells that are going to be abandoned soon Infill Wells Current RF of locations with larger acreage than field average. Petróleo in Situ [[m³/m²]]..2.4.6.8 1. 1.2 1.4 1.6 1.8 2. 2.2 2.4 2.6 2.8 3. 3.2 3.4 2566 2567 2568 2569 257 2571 2572 2573 2574 2575 2576 2577 2578 2579 258 2581 18

Well Selection Period 215+ Dynamic Model RF So PVI 19

Well Selection Period 215+ Infill well proposed RF y So: better than field average FR So AVG 2

6 4 1 Well Selection Period 215+ Replacement proposed: producer well RF So AVG 1 Production lost in original well SP-9 7 1 1 3,1 25 26 27 28 29 21 211 212 213 214 215 qop[m³/dc] qlp[m³/dc] SumergP[m] QoP[m³/DC] QlP[m³/DC] QwiP[m³/DC] 21

Well Selection Period 215+ Replacement proposed: injector well RF So AVG PVI 1 SP-114/SP-284/SP-141/SP-14/SP-141(I)/... Production lost in original injection pattern 1 1 1 1986 1988 199 1992 1994 1996 1998 2 22 24 26 28 21 212 214 qop[m³/dc] qlp[m³/dc] qwip[m³/dc]

Scenario Analysis LIQ SIM Project LIQ REAL LIQ SIM BASE CASE OIL REAL OIL SIM BASE CASE OIL SIM Project Do nothing vs Proposed wells RF increase,4% (12 years period) OIL CUM SIM Project OIL CUM SIM BASE CASE

REMARKS & FINAL CONCLUSIONS The project showed initial success. Decline rate was restored and P1 reserves were added Even if successful, a methodology needs to be reviewed periodically to maximize profit in a mature field Until now analytic software for dynamic full field model is our best decision making tool. It is recommended to evaluate feasibility of a numerical full field model (cost-benefit of the tool). New wells drilled in 215 showed results according to dynamic model simulation

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