DESARROLLO DE TIGHT GAS SANDS. YACIMIENTO CENTENARIO Cuenca Neuquina. 3er Congreso de Producción - Mendoza - Argentina

DESARROLLO DE TIGHT GAS SANDS YACIMIENTO CENTENARIO Cuenca Neuquina. 3er Congreso de Producción - Mendoza - Argentina

Descripción de los Reservorios. Trabajos Realizados. Producciones Logradas. Desarrollo de estos Reservorios. Lecciones Aprendidas. Conclusiones.

MAPA DE UBICACION NEUQUÉN Río Neuquén CENTENARIO NEUQUEN 20 Km

Centenario Field Gas production History 6000 5000 High Pressure Middle Pressure Low Pressure Disolved Gas Rate (Mm3/day) 4000 3000 2000 1000 0 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 Year

POZO TIPO (Ce-1129) TITHONIANO KIMMERIDGIANO CALLOVIANO a OXFORDIANO PLIENSBAQCHIANO a CALLOVIANO 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 VACA MUERTA Fm. Gr Cuyo Superior Gr Cuyo Inferior TORDILLO Fm. LOTENA Gr.. Fm Lajas Fm Molles Mb Superior Mb Medio. Mb Basal Zona con reservorios tight gas sands Roca Generadora Reservorio Petroleo Gas y condensado Reservorio Gas y condensado Reservorio Gas seco 4000 Fm Molles Roca Generadora Mb Pelitico 4100 4200 PRECUYO 4300

Descripción de los Reservorios Son acumulaciones de gas seco ubicadas en la parte baja de estructuras productivas. Areniscas de baja permeabilidad. K promedio menores a 0.01 md. Baja porosidad < 8 % con posibles sistemas de doble porosidad. Dificultad en la evaluación de la saturación de agua.

Descripción de los Reservorios Escasa o nula producción de agua. Permeabilidades relativas dominadas por fuerzas capilares. Zonas de transición capilar extensas. Todo el reservorio parece encontrarse en una gran zona de transición. No se puede determinar un nivel de agua libre (FWL).

Descripción de los Reservorios Dificultad para determinar los límites de la acumulación y el cálculo de las reservas o recursos. Los reservorios tienen presiones anómalas (sobrepresurización). Muy alta susceptibilidad al daño debido a las tareas de perforación y terminación. Alta tasa de sedimentación y subsidencia, rápido soterramiento.

Descripción de los Reservorios Ambientes de transición ( Fan Delta y litoral ). Rápidos cambios de facies laterales. Existencia de barreras de permeabilidad. Sedimentos arenosos finos mineralógicamente y texturalmente inmaduros.

Descripción de los Reservorios Diámetro de poros pequeños. Distribución heterogénea de la porosidad y permeabilidad. Generación de porosidad secundaria por disolución. Reservorios profundos entre 3000 mts y 4000 mts. Espesores útiles variables entre 40 mts y 200 mts.

Descripción de los Reservorios Parámetros Petrofísicos Coronas WELL CUYO INFERIOR POROSITY(Avg) PERMEABILITY (Avg) Ce-1116 BASAL Mbr. 8 0.04 Ce-1125 UPPER Mbr. 7.5 0.01 10 0.8 Ce-1126 UPPER Mbr. 9 0.08 6 0.004 Ce-1127 UPPER Mbr. 8 0.005 6.5 0.006 Ce-1129 UPPER Mbr. 4 0.001 INTERMEDIATE Mbr. 6.6 0.001 BASAL Mbr. 5 0.005 Ce-1147 UPPER Mbr. 9 0.12 Ce-1148 UPPER Mbr. 9 0.03

Descripción de los Reservorios Variación Lateral Porosidad Gr. Cuyo Depth 1127 171 1135 1130 1096 1129 1134 1189-1625 -1750-1875 -2000-2125 -2250-2375 -2500-2625 -2750-2875 -3000-3125 -3250-3375 -3500-3625 -3750-3875 -4000 1119 1193 1141 1154 1126 1160 1147 1131 1122 1190 1152 1153 1176 1197 1207D 1178 1157 1214 1079 1142 1146 1116 1208 1123 1156 1136 1120 1159D 1148 1155 1181 1143 1125 1183 1217 1151 1198 1218 1191D 1144 1158 1162 Lot Lajas CE-1155 15% 4 Km 15% CE.a-1129 High Porosity Cuyo Inf (Molles) 12% 8% Tight Reservoirs

Descripción de los Reservorios Gr. Cuyo Inferior Fm Molles Ce-1126 Permeabilidad al Gas en condiciones NOBP 0.001 0.01 0.1 1 2730 2732 2734 2736 2738 2740 Superposición de 10 a 20 capas arenosas por pozo Espesores individuales por arena 5 a 30 m Variación espesor total de arenas 40 a 200 m Promedio de espesor 100 m

Descripción de los Reservorios Cut-off a Partir de Datos de Producción 0.16 0.14 0.12 DRY Phi % 0.10 0.08 0.06 GAS Low entry gas 0.04 0.02 0.00 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Sw %

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-2000 -2100-2200 Top (mbsl) -2300-2400 -2500-2600 -2700 Descripción de los Reservorios Influencia del Soterramiento Fm Molles 6% Layer 190 Phi - Sw 6% Layer 107 Phi - Sw Sw Phi Phi - Sw Linear (Sw ) Linear (Phi) 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-2100 -2200-2300 -2400 Top (mbsl) -2500-2600 -2700-2800 -2900-3000 -3100-3200 -3300 Sw Phi Linear (Sw ) Linear (Phi) Phi - Sw Sw -2100-2200 -2300-2400 Top (mbsl) -2500-2600 -2700-2800 -2900-3000 -3100-3200 -3300 Layer 130 Phi - Sw 6% 6 % 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-2300 Sw Phi Linear (Sw ) Linear (Phi) Phi - Sw -2400-2500 -2600-2700 Top (mbsl) -2800-2900 -3000-3100 -3200-3300 -3400 Layer 25 Phi - Sw Sw Phi Linear (Sw ) Linear (Phi) Phi - Sw Phi Influencia del soterramiento en la Porosidad Aumento de la saturacion promedio con la profundidad

Descripción de los Reservorios Deterioro de La Calidad del Reservorio Ce-1136 2495/2650 mbbp 2500 Ce-1126 2740/2900 mbbp 2525 2750 2550 2775 2575 2800 Ce-1127 2590/2730 mbbp 2600 2825 2600 2625 2850 2625 2875 2650 Deterioro en la calidad del reservorio debido al soterramiento por disminución porosidad y permeabilidad PHIE AVR 13% 3575 2900 2675 PHIE AVR 11% Tope Fm Molles Ce-1129 3550/3700 mbbp 3600 2700 3625 2725 PHIE AVR 9% 3650 3675 Soterramiento de 1000 m disminuye un 40% la porosidad promedio respecto a la sección cuspidal de la estructura PHIE AVR 8 %

Descripción de los Reservorios Datos Mediciones Presión RFT Gr. Cuyo Press [Kg/cm2] 0.0 50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 400.0 0 500 m (bsl) 1000 1500 Normal Gradient 0.1 Kg/cm2/m Lw & Up Lajas Gradiente 0.13 Kg/cm2/m 0.56 psi/ft 2000 2500 3000 M. Basal M Medio M. Superio Lajas Inf1 Lajas Inf2 Lajas Upper all points Linear (all points) Los reservorios se encuentran ligeramente sobrepresionados

? 1139 1127 1171 Descripción de los Reservorios Distribución Areal Zona Tight Fm Molles 1135 Mapa Estructural en profundidad Tope Fm Molles? 1119 1193 1130 1096? 1141 1154 1126 1147 1122 1190 1153 1176 1152 1197 1079 1142 1146 1116 1123 1156 1159D 1207D 1178 1157 1217 1134 1214 1208 1136 1120 1181 1160? 1129 1155 1183 1148 1143 1131? 1125 1151 1198 1218 1191D 1144 1158 1189 Depth -1625-1750 -1875-2000 -2125-2250 -2375-2500 -2625-2750 -2875-3000 -3125-3250 -3375-3500 -3625-3750 -3875-4000 5694000 5696000 0 500 1000 1500 2000 2500m 160000

Descripción de los Reservorios Pozos perforados en zona Tight SPC 50 MV 150 Ce-1134 DEPTH M PUNZADOS UNKNOWN 0 5 PUNZADOS 0 ILD 0.2 OHMM 2000 ILM 0.2 OHMM 2000 SFLU 0.2 OHMM 2000 PAYQ 0 10 PHIEQ 0.2 dec 0 VCLSP 0 dec 1 PHIEQ 1 dec 0 0 VCLSP VCLSP 1 0 PAYQ PHIEQ PHIEQ 2950 2975 3000 3025 3050 3075 3100 3125 3150 3175 3200 3225 3250 3275 3300 3325 3350 3375 3400 3425 3450 3475 3500 3525 3550 3575

Trabajos Realizados Producciones Logradas Perforaciones convencionales base bentonita. Luego de punzados los reservorios quedan sin entrada y en todos los casos para lograr producción es necesario estimularlos mediante fracturas. Terminaciones rig less por casing utilizando coiled tubing con tapones de arena o aluminio para separar los reservorios. En algunos casos utilizamos la técnica de Entrada Limitada para agrupar 2 a 3 reservorios.

Trabajos Realizados Producciones Logradas Fracturas con fluidos base agua con elevada carga polimérica. Operaciones de terminación extensas con elevados tiempos de contacto entre los fluidos inyectados y la formación. Puestos en producción los pozos mostraban fuertes declinaciones en los primeros días de producción.

Trabajos Realizados Producciones Logradas Las producciones logradas resultaban 5 a 6 veces inferiores a la de los reservorios convencionales. Las acumuladas de gas conseguidas y proyectadas son muy bajas. Las inversiones no tienen retorno. Para los precios actuales de gas el break even lo alcanzaríamos si logramos aumentar mas de 4 veces la producción.

Trabajos Realizados Producciones Logradas Caudal Real 140 Q gas (Mm3/d) 120 100 80 60 Ce-1127 Ce-1171 Ce-1139 Ce-1135 Ce-1134 Ce-1160 Ce-1131 40 20 0 1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 meses

Desarrollo de estos Reservorios ANALISIS DE PERFILES Mejorar la evaluación de perfiles para mitigar el efecto de incertidumbres como Rw, Cut off??. Determinar propiedades mecánicas para definir presencia de gas y mejorar el drilling y las fracturas.

Desarrollo de estos Reservorios ANALISIS DE CORONAS Estudios petrofísicos para determinar secuencia diagenética, las arcillas capacidad de intercambio catiónico. Propiedades mecánicas. Determinar los fluidos presentes y la suceptibilidad al daño de formación.

Desarrollo de estos Reservorios ESTUDIOS GEOLÓGICOS DE DETALLE. Correlación estratigráfica de alta resolución. Incidencia del soterramiento en la evolución de la porosidad secundaria. Mapeo de detalles de todas las unidades estratigráficas individuales, espesor útil y facies.

Desarrollo de estos Reservorios ESTUDIOS GEOLÓGICOS DE DETALLE. Cálculo volumétrico del OGIP. Determinar plan de desarrollo de acuerdo a la orientación de fracturas. Evaluación del riesgo geológico. Perforación de pozos pilotos para delimitar estos reservorios y probar nuevas tecnologías.

Lecciones Aprendidas Estos reservorios debemos tratarlos como no convencionales. Terminar todos los estudios planteados antes de las pruebas. Estudiar nuevas formas de perforación.

Lecciones Aprendidas Estimularlos con fluidos menos viscosos y dañinos. Contactar con las estimulaciones mayores volúmenes de reservorios. Utilizar nuevas técnicas de fracturas no disponibles aún en el pais como Perf Frac o Cobra para minimizar tiempos de contacto.

Conclusiones Recursos de gas seco que podremos producir con la introducción de nuevas tecnologías. Algunas de ellas no disponibles en el mercado local. Para drenar las mismas áreas necesitamos mas pozos si lo comparamos con reservorios convencionales. No podemos pensar que vamos a reducir el costo de las inversiones con la introducción de estas nuevas tecnologías.

Conclusiones Debemos continuar desarrollando nuestros RRHH para hacer productivos estos reservorios no convencionales. Las inversiones por aumentos de costos de productos y servicios son mayores año a año. Aprovechar las oportunidades de mejoras detectadas. Fenómeno regional que excede al Yacimiento Centenario. Alianzas con Cias. de Servicios y Productoras para estudio, compartir tecnología, pruebas pilotos etc.

Conclusiones Políticas de fomento para el Desarrollo de Campos no Convencionales (similares a los que se estudian para exploración). Tarifas de gas diferenciales para este tipo de proyectos estimularían el desarrollo de estos importantes recursos. Extensiones de plazos de concesiones bajo compromisos de inversiones para el desarrollo de estos tipos de reservorios no convencionales.

Cuando se termina el Gas y el Petróleo??? Cuando se terminen las ideas!!!!

Rigless por Casing Tight Gas Sands Yac. CENTENARIO Trabajos Realizados Producciones Logradas Average well: 7 to 9 stages ~ 1000 Sx/stage Mesh 20/40 16/30