Más allá de la Vaca Muerta Mesa Redonda: Petróleo y Gas, Renovables y Sostenibilidad Buenos Aires, 9-10 de Marzo 2016
Cuenca Neuquina Oportunidades en Reservorios No Convencionales Cuenca Neuquina: 68% de la producción de gas de Argentina 34% de la producción de petróleo de Argentina Oil: 84.1 Mm3opd 1.3, 2% 3.3, 4% 4.5, 5% 7.8, 7% Gas: 117.8 MMm3gpd 25.9, 22% AUSTRAL 0.2, 0% 33.9, 40% CUYANA GOLFO SAN JORGE 41.2, 49% NEUQUINA NOROESTE 67.8, 57% 16.1, 14% AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE Producción Diaria Argentina (Sep 2015)
Cuenca Neuquina Oportunidades en Reservorios No Convencionales Producción Tight Gas(Dic. 2015) 18,6 MMm 3 /d (657 MMCFGD) Gas Acumulado 704 BCF Mulichinco Grupo Cuyo 599 pozos perforados (Dic. 2015) YPF; YSUR; PAE; PETROBRAS Y PLUSPETROL muy activos explorando y desarrollando este play OPERADORES POZOS YPF 204 YSUR 125 PETROBRAS 58 PAE 53 PLUSPETROL 54 CAPEX 42 TOTAL 35 OTROS 28 Pozos perforados tight G. Cuyo y F. Mulichinco (Dic 2015)
Cuenca Neuquina Oportunidades en Reservorios Tight gas Tight Gas Lindero Atravesado Yacimiento Lindero Atravesado Superficie: 509,4 Km 2 Pozos Convencionales en Producción: 79 Pozos No convencionales: 65 (63 Tight + 2 Shale) Producción de gas: 3,100,000 m 3 /d Producción de Petróleo 122 m 3 /d Producción Tight Gas Producción Gas convencional
Cuenca Neuquina Oportunidades en Reservorios Tight gas Desarrollo No convencional: Tight gas en Grupo Cuyo Objetivo: F. Lajas y Punta Rosada TD promedio 4250mbbp Porosidad: 8,5% K: <0, 1mD Reservorios sobrepresurizados. Gas seco
Cuenca Neuquina Oportunidades en Reservorios Tight gas Desarrollo Tight Gas en Lindero Atravesado TD pozos:4250mbbp Duración: 30 días Terminación: 9-12 fracturas 2500 Bbls x etapa 100% Bauxita Potencia BP: 12000HP KPI: 3 fracturas x día Costo de pozo de 9,3 MM$US Acumuladas: P30: 9,1 BCF P50: 7,7 BCF P90: 4 BCF
Cuenca Neuquina Oportunidades en Reservorios Tight gas Desarrollo Tight Gas en Lindero Atravesado Optimización del diseño de pozos Mejoras en tiempos de D&C Estudios petrofísicos permiten mejorar el diseño de fracturas Disminución de riesgo con nueva sísmica 3D Sostenida mejora en los costos de desarrollo. Evolución costos de D&C (Dic 2015)
Cuenca Tarija/Noroeste Argentina Oportunidades en Reservorios Convencionales Cuenca Tarija/Noroeste Argentina: 7% de la producción de gas de Argentina 2% de la producción de petróleo de Argentina Oil: 84.1 Mm3opd 1.3, 2% 3.3, 4% 4.5, 5% 7.8, 7% Gas: 117.8 MMm3gpd 25.9, 22% AUSTRAL 0.2, 0% 33.9, 40% CUYANA GOLFO SAN JORGE 41.2, 49% NEUQUINA NOROESTE 67.8, 57% 16.1, 14% AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE Producción Diaria Argentina (Sep 2015)
Cuenca Tarija/Noroeste Argentina Oportunidades en Reservorios Convencionales El caso del Yacimiento Acambuco: Pozo Multilateral MAC 1004 (d) Dos ramas horizontales de más de 5000m para optimizar el desarrollo del Yacimiento Macueta. Yacimientos convencionales de gas Todos los campos en manejo de declinación Escasa o nula actividad de nuevos desarrollos Producción de gas Reservorios fisurados 5170mMD 7 pozos en producción efectiva Prod. gas (Dic.15) 3,3 Mm 3 /d (116,5MMcfgd) Prod. Líquidos Dic.15) 436 m 3 /d (2,7Kbopd) 5501mMD
Cuenca Golfo San Jorge Oportunidades en Reservorios Convencionales Cuenca Golfo San Jorge: 41% de la producción de petróleo de Argentina 16% de la producción de gas de Argentina Oil: 84.1 Mm3opd 1.3, 2% 3.3, 4% 4.5, 5% 7.8, 7% Gas: 117.8 MMm3gpd 25.9, 22% AUSTRAL 0.2, 0% 33.9, 40% CUYANA GOLFO SAN JORGE 41.2, 49% NEUQUINA NOROESTE 67.8, 57% 16.1, 14% AUSTRAL CUYANA GOLFO SAN JORGE NEUQUINA NOROESTE Producción Diaria Argentina (Sep 2015)
Cuenca Golfo San Jorge Oportunidades en Reservorios Convencionales El caso del Yacimiento Cerro Dragón: Producción (Dic.15): 15,508 m 3 /d (98Kbopd) 9,2 Mm 3 /d (324MMcfgd) Acumulada: (Dic.15): 180,3 Mm 3 (1,13Billons barrels) 45.178 Mm 3 (1,6 TCF gas) Adquisición: 1958 (Amoco) Área: 3477 km 2 Producción de petróleo por primaria Producción de petróleo por recuperación secundaria (inyección de agua) Producción de gas (para ventas y consumo) Inicio de inyección de agua: 1969 100% del área cubierta con sísmica 3D 3294 pozos productores y 682 inyectores Perforación de aprox. 200 pozos por año desde el 2008 Qi por pozo de 20-100 m 3 /d
Cuenca Golfo San Jorge Oportunidades en Reservorios Convencionales Cerro Dragón Oportunidades Tecnológicas: Sísmica 3D Análisis de atributos sísmicos Identificación de gas por medio de atributos sísmicos Mayor producción pozos de alta relación gas /petroleo (HGOR). HGOR Reservorios con gas Línea sísmica: Atributo color inversion
Cuenca Golfo San Jorge Oportunidades en Reservorios Convencionales Cerro Dragón Oportunidades de aumento del factor de recuperación: Factor de Recuperación por primaria: 10-13% Factor de Recuperación por Inyección de agua: 21-27% CD con 65 Proyectos de Inyección de Agua 100% Inyección de agua de formación: 176,000 m 3 /d Pozos Productores por secundaria 2162. Pozos Inyectores 682. 25% de los reservorios concentran el 50% del OOIP Factor de Recuperación estimado en pilotos de EOR Bloqueadores de canalizaciones (Bright Water) +3 a 4%. Polimeros de alta temperatura (resistentes al elevado gradiente geotérmico de CGSJ) +5 a 6%.
Cuenca Golfo San Jorge Oportunidades en Reservorios Convencionales Ejemplos de Pilotos de mejoras de inyección (Recuperación Terciaria) Inyección Pulsante (Powerwave) Concepto: Variación cíclica de la presión de inyección por pulsos Observación: Limitado a sólo una capa/mandril 3 Pozos Inyectores 7 Pozos Productores Aumento de 3,5% del FR final Petróleo Incremental
Cuenca Golfo San Jorge Oportunidades en Reservorios Convencionales Ejemplos de Pilotos de mejoras de inyección (Recuperación Terciaria) Bloqueadores de canalizaciones (Bright Water) Concepto: Conformance de inyección por bloqueo de canalizaciones en zonas de alta K. Observación: Mayores costos operativos 6 Pozos Inyectores 30 Pozos Productores Aumento de 1,5% del FR final Piloto de Bright Water en CGSJ. (paper SPE 129732) Petróleo Incremental
Oportunidades en Reservorios Convencionales y No Convencionales Cuenca Neuquina: Oportunidades en Reservorios No Convencionales (Tight Gas) Existen oportunidades de aumentar Reservas y Producción de gas en la Cuenca Neuquina, explorando y desarrollando prospectos de Tight gas. Varios pilotos han alcanzado mejoras en el costo de exploración y desarrollo basados en la aplicación de tecnología y eficiencia. En el caso del proyecto Tight Gas en el Grupo Cuyo de Lindero Atravesado, se han incorporado 500 BCF de reservas probadas de gas, con una relación de 0,15 BCF/acre en la zona mineralizada. Si se generan condiciones que permitan seguir optimizando los costos de desarrollo, en un marco de recuperación del precio del gas, es muy probable que se incorporen más proyectos como el descripto.
Oportunidades en Reservorios Convencionales y No Convencionales Cuenca Tarija/NW: Oportunidades en Reservorios Convencionales Todos los Yacimientos de gas se encuentran en una etapa madura de su producción La muy escasa actividad de desarrollo, complica el acceso a servicios petroleros lo que ha incrementado el costo de desarrollo en esta cuenca. La aplicación de tecnología enfocada en obtener confiables modelos geológicos y modelos de simulación que contemplen todas las características de estos complejos reservorios fisurados ha abierto oportunidades de desarrollo. En el Yacimiento Macueta, el pozo multilateral Mac-1004 (d) se encuentra produciendo de las Formaciones Icla y Huammampampa 630.000 m 3 /d de gas, sosteniendo esta hipótesis.
Oportunidades en Reservorios Convencionales y No Convencionales Cuenca Golfo San Jorge: Oportunidades en Reservorios Convencionales Existen oportunidades de aumentar Reservas y Producción de petróleo en la Cuenca Golfo San Jorge, basadas en el incremento del factor de recuperación de los yacimientos. La aplicación de tecnologías de visualización del subsuelo (sísmica 3D) conjuntamente con la caracterización de reservorios, permite extender el desarrollo de los yacimientos incorporando zonas compartimentalizadas. En el caso de Cerro Dragón, los estudios de subsuelo han permitido aumentar el factor de recuperación por inyección de agua, enfocando la inyección en los reservorios más contínuos y de mayor reserva. Los resultados de distintas técnicas de mejora de la recuperación secundaria (EOR), muestran que existe la posibilidad de incrementar entre 3 a 5 % el factor de recuperación final de los principales reservorios. Si bien hoy estas tecnologías representan un aumento del costo de desarrollo en un escenario afectado por el precio internacional del petróleo, se avanza en el conocimiento de estas tecnologías para su utilización futura.