Análisis de Madurez de la Cuenca del Golfo San Jorge: … · chubut = 19 aÑos santa cruz = 12...

Análisis de Madurez de la Cuenca del Golfo SanJorge: desafíos actuales y futuros para un

desarrollo sostenido y sustentableMarcelo Hirschfeldt

OilProduction Oil & Gas Consulting /Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco

21 de Agosto de 2014. Comodoro Rivadavia. Argentina

AGENDA

o La Argentina en el contexto mundial y regionalo Argentina : Producción y Reservaso CGSJ – Estadísticas de Produccióno CGSJ – Evaluación de Reservaso CGSJ – Evaluación de Madurezo Potencial de los Recursos No-Convencionaleso Resumen, reflxiones y conclusiones

AGENDA

o La Argentina en el contexto mundial y regionalo Argentina : Producción y Reservaso CGSJ – Estadísticas de Produccióno CGSJ – Evaluación de reservaso CGSJ – Evaluación de madurezo Potencial de los Recursos No-Convencionaleso Resumen, reflxiones y conclusiones

Sources: BP Statistical Review 2013-14

4.509

2.748 2.675

1.402 1.309 1.160

0500

100015002000250030003500400045005000

MedioOriente

Europa &Eurasia

NorteAmérica

Africa AsiaPacifico

Sur &CentroAmérica

M m

3/d

Producción de petróleo

33%

20%19%

10%

10%

8%

13,8 MM m3/d

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL MUNDO

Argentina: 84.267 m3/d (0,61 % de la Producción Mundial)

PETRÓLEO EN LATINOAMÉRICA

417

336

160

104 8423 19 17

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

M m

3/d

36%

29%

14%

9%

7% 2%2% 1%

1,16MM m3/d

47.438

2.4791.302

378

374

226 132 810

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

M m

3/d

PRODUCCIÓNRESERVAS

91%

5%1%

Producción promedio 2013


RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO

128.547

52.411

36.503

23.496 20.717 6.701

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

MedioOriente

Sur &CentroAmérica

NorteAmérica

Europa &Eurasia

Africa AsiaPacifico

M m

3/d

Reservas de Petróleo

48%

19%

14%

9%

8% 2%

268.375MM m3

Argentina: 374,3 MM m3 (0,13 % de las Reservas Mundiales)

GAS EN LATINOAMÉRICA

PRODUCCIÓN

Producción promedio 2013

117,36

97,35

77,94

58,42 57,12

34,62 33,41

6,960,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

MM

m3/

d

20 %

4,1 % de lasReservas de LA

0.2 % de las Reservasdel Mundo


PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN LATINOAMÉRICA

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

M3/

d

Argentina Brazil Colombia Ecuador Peru Venezuela

Golfo San Jorge

Cuyana

Neuquina

Austral

NoroesteNoroeste

2,32

0 m

iles

/ 3,7

34 k

mPRODUCCIÓN DE PETRÓLEO - ARGENTINA

Producción de Petróleo = 84.267 m3/d

*Estadísticas Junio 2014– Secretaria de Energia Argentina

GSJ;40905,1

; 49%Neuquina;33717,8

40%

Austral;3746,8;

4%

NO;1186,0;

1%

Cuyana;4712,1;

6%

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO [ M3/D] - ARGENTINA

Total de Producción de Petróleo Argentina: 84,267 m3/d

Neuquen;17046,2

20%

Chubut;24648,3

29%Santa Cruz;17873,4;

21%

Resto Pais;24699,9

29%

Petróleo por Provincia

GSJ;40905,1

; 49%Neuquina;33717,8

40%

Austral;3746,8;

4%

NO;1186,0;

1%

Cuyana;4712,1;

6%

Petróleo por Cuenca

*Estadísticas Junio 2014 – Secretaria de Energia Argentina

PRODUCCIÓN DE GAS [ M M3/D]- ARGENTINA

Neuquen;51,5150%

Chubut;9,29%

SantaCruz;10,4510%

Salta;7,838%

T. delFuego;

9,639%

Resto Pais;14,3214%

Producción por Provincia

GSJ14,4113%

Neuquina;63,756%

Austral;28,2425%

NO7,917%

Cuyana;0,150%

Producción por Cuenca

Total de Producción de Gas Argentina: 114,45 MM m3/d

114,5

84267,8

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

130.000

140.000

150.000

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

ene-

98ju

l-98

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99ju

l-99

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00ju

l-00

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01ju

l-01

ene-

02ju

l-02

dic-

02ju

n-03

dic-

03ju

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04ju

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05ju

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dic-

06ju

n-07

dic-

07ju

n-08

nov-

08m

ay-0

9no

v-09

may

-10

nov-

10m

ay-1

1no

v-11

may

-12

nov-

12m

ay-1

3no

v-13

may

-14

oct-1

4ab

r-15

Petró

leo

Arge

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a-m

3/d

Prod

ucci

ón d

e G

as-M

illone

sm

3/d

Producción de Petróleo y Gas Argentina Junio de 2014

Gas

Petróleo

EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS EN ARGENTINA

25.593 Pozos enProducción

RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO Y GAS - ARGENTINA

CGSJ;

14,412 %Austral

29,726 %

Total Reservas Probadas Petróleo=

374,3 MM m3

Austral12,63%

CGSJ251,867%

Neuquina81,222%

NO4,61%

Cuyo23,96%

Austral CGSJ Neuquina NO Cuyo

Austral100,832%

CGSJ48,415%

Neuquina133,742%

NO31,810%

Cuyo;0,8; 0%

Austral CGSJ Neuquina NO Cuyo

Reservas probadas de Petróleo Reservas probadas de Gas

Total Reservas Probadas Gas=

315.508 MM m3Chubut = 168 MM m3

RELACIÓN DE RESERVAS DE PETRÓLEO VS PRODUCCIÓN

15

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

20,0

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

R/P

-Año

s

Res

erva

s Pr

obad

as-M

M m

3

Reservas de Petróleo - R/P

Reservas Comprobadas R/P

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

18,0

CGSJ Cuyo NO Austral Neuquen

R/P

-Año

s

CHUBUT = 19 AÑOS

SANTA CRUZ = 12 AÑOS



1

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

R/P

-A

ños

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Pro

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Tri

llones

de m

3

Reservas de Gas - R/P

Reservas Comprobadas R/P

ALGUNAS REFLEXIONES ACERCA DE LAS RESERVAS

El primer período exploratorio de las 130 áreas licitadaspor las provincias desde 2005 concluyó sin grandesdescubrimientos. salvo algunas excepciones, como ríonegro y la pampa, la mayoría recibió menos inversionesde las que estaban comprometidas. fuerte caída de lasreservas de petróleo y de gas en la década.

HUBO SÓLO SIETE DESCUBRIMIENTOS PETROLEROS ENLAS 130 ÁREAS LICITADAS DESDE 2006

18

Fuente: Latin American and Caribean Petroleum Engineering Conferences - 2009

COMO NOS VEÍAN EN 2009 - POTENCIAL EXPLORATORIO Y ATRACTIVO FISCAL

Fuentes: Potencial exploratorio: USGS - World Petroleum Assessment 2000 en Bboe (1boe= 6 scf) Cobertura: 128 provincias geológicas; 96 países. Sólo pararecursos convencionales. US no incluído; US GoM: Wood Mackenzie The future of deepwater; Canadá y Venezuela (oil sands) de acuerdo con cifrasreportadas por los Gobiernos; Atractivo Fiscal; promedio de “Government Take” (50%) y estabilidad fiscal (50%) de acurdo con Wood Mackenzie (06/2007).

Países condificultades

Algeria

Argentina

Brazil

ColombiaEgypt

USA

Bolivia

Canada (Oil sands)

Ecuador

Libya

PeruT&T

Venezuela + oil sands

Atractivo Fiscal / Estabilidad / Reglas claras / estrategia de Pais

Yet

to

fin

d (

pot

enci

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curs

os)

+ p

oten

cial

-p

oten

cial

- atractivo + atractivo

Países a seguir estudiandopor potencial de recursos

Paísesideales

Paísesobjetivo

ComodoroRivadavia

CaletaOlivia

CañadónSeco

PicoTruncado

Las Heras

Sarmiento

LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE

13,533 pozos productores activos

LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE

39,300 pozos desde 1907

Producción de Petróleo = 41.689 m3/d

14.414

40.905

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

ene-

98ju

l-98

ene-

99ju

l-99

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00ju

l-00

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01ju

l-01

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02ju

l-02

dic-

02ju

n-03

dic-

03ju

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dic-

04ju

n-05

dic-

05ju

n-06

dic-

06ju

n-07

dic-

07ju

n-08

nov-

08m

ay-0

9no

v-09

may

-10

nov-

10m

ay-1

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may

-12

nov-

12m

ay-1

3no

v-13

may

-14

oct-1

4ab

r-15

Prod

ucci

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trol

eo-m

3/d

Prod

ucci

ón d

e G

as-m

3/d

x 10

00

Producción de Petróleo y GasCuenca del Golfo San Jorge - Junio de 2014

Gas

Producción de Petróleo

530.046

13.568

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

16.000

17.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

550.000en

e-98

jul-9

8en

e-99

jul-9

9en

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jul-0

0en

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jul-0

1en

e-02

jul-0

2di

c-02

jun-

03di

c-03

jun-

04di

c-04

jun-

05di

c-05

jun-

06di

c-06

jun-

07di

c-07

jun-

08no

v-08

may

-09

nov-

09m

ay-1

0no

v-10

may

-11

nov-

11m

ay-1

2no

v-12

may

-13

nov-

13m

ay-1

4oc

t-14

abr-1

5

Núm

ero

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en

extra

cció

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a

Bru

ta-m

3/d

Producción Bruta (Petróleo y Agua) vs Pozos en extracción efectivaCuenca del Golfo San Jorge (a Marzo 2014)

Bruta (Agua+ Petróleo)

Pozos ExtracciónEfectiva

24

Fuente: Secretaria de Energía

Producción de Petróleo = 41,689 m3/d

Producción de Agua = 530,046 m3/d25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

550.000

600.000en

e-98

jul-9

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e-99

jul-9

9en

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jul-0

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1en

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2di

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c-03

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-13

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13m

ay-1

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5

Prod

ucci

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trol

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3/d

Petr

óleo

+ A

gua

CG

SJ-m

3/d

Producción de Petróleo y AguaCuenca del Golfo San Jorge - Junio de 2014

Inyección de aguaBruta (Agua+ Petróleo)Producción de Petróleo

26

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000di

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98

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99

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00

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01

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02

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04

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05

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06

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07

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09

dic-

10

dic-

11

dic-

12

dic-

13

dic-

14

dic-

15

Producción de Petróleo

Cuenca Neuquina

Cuenca GSJ

CUENCA NEUQUINA VS GOLFO SAN JORGE

27

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR EMPRESA - CGSJ

YPF S.A.1573638%

PAN AMERICANENERGY LLC

1521337%

SINOPEC467911%

TECPETROL S.A.;24616%

CAPASA17324%

ENAP-SIPETROL7742%

COLHUE HUAPIS.A.; 74

0%

OTROS232

A Junio 201440,905 m3/d

28

PRODUCCIÓN DE GAS POR EMPRESA - CGSJ

PAN AMERICANENERGY;8151,0

57%

YPF S.A.3423,6

24%

SINOPEC2103,9

15%

TECPETROL S.A.475,7

3%

PETROLERA CERRONEGRO S.A.

108,4…

CAPSA104,3

1%

Otras; 47,0; 0%

A Junio de 201414.413 M m3/d

29

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR PROVINCIA - CGSJ

30

88 concesiones

59 con producción declaradaa la fecha

29 sin reservas declaradas (a2012) y sin produccióndeclarada a la fecha

ESTADO DE CONCESIONES EN LA CGSJ

31

CONCESIONES POR EMPRESAS

23

16

86 6

4 43 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

YPF

S.A

.

SIN

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.A.

32

PAE

YPF

SINOPEC

CONCESIONES POR EMPRESAS

33

PRODUCTIVIDAD POR POZO POR CONCESIÓN

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00CA

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CGSJ = 3,0 m3/d/pozo

34

0,00

1,00

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6,00M

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PRODUCTIVIDAD POR POZO POR CONCESIÓN

ENAP

35

PRODUCTIVIDAD POR POZO CGSJ

0

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PRODUCTIVIDAD POR POZO CGSJ

CLASIFICACIÓN DE RESERVAS

38

125,4;50%

126,4;50%

Reservas Probadas de PetróleoMM m3

29.885;62%

18.561;38%

Reservas Probadas de GasMM m3

Anticlinal Grande – Cerro Dragón Otras 86 concesiones

ESTADO DE RESERVAS PROBADAS CGSJ

251.8 MM m3 de Petróleo 48.446 MM m3 de Gas

40

ESTADO DE RESERVAS PROBADAS POR CONCESIÓN CGSJ

0,0

20000,0

40000,0

60000,0

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100000,0

120000,0

140000,0

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ESTADO DE RESERVAS PROBADAS POR CONCESIÓN CGSJ

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1000,01200,01400,01600,01800,02000,0

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3ESTADO DE RESERVAS PROBADAS POR CONCESIÓN CGSJ

43

CONCESIONES SIN RESERVAS DECLARADAS

EMPRESA CONCESIÓNCAPSA GEMELOSConsorcio Cliveden/Kilwer BUEN PASTOConsorcio Cliveden/Kilwer CAÑADON PILARConsorcio Cliveden/Kilwer CONFLUENCIAConsorcio Cliveden/Kilwer Nueva LubeckaConsorcio Cliveden/Kilwer PAMPA SALAMANCA NORTEConsorcio Cliveden/Kilwer RIO GUENGUEL NORTEConsorcio Cliveden/Kilwer RIO SENGUERConsorcio Cliveden/Kilwer SAN BERNARDOConsorcio Cliveden/Kilwer SIERRA CUADRADACOPESA CIA CONSTRUCTORA PETROLERA SA PAMPA VERDUNCOPESA CIA CONSTRUCTORA PETROLERA SA SIERRA DEL CARRILClear / Oil M&S Pampa María SantisimaEPSUR MESETA CERON CHICOEPSUR RIO GUENGUELEPSUR SUR RIO DESEADOEZ HOLDINGS S.A. MINA SALAMANCAEZ HOLDINGS S.A. PICO SALAMANCAGolden Oil Corp./Energial/Enerac. RIO MAYONorthwood Argentina PASO DE INDIOS (CCA)Northwood Argentina PASO LUBECKAOil M&S GRAN BAJO ORIENTALOil M&S SIERRA ESPAÑAPan American Energy CGSJM-1PETROQUÍMICA COMODORO RIV Colhué HuapiTECPETROL S.A. CERRO MANGRULLOYPF S.A. BARRANCA YANKOWSKYYPF S.A. MINA PROCYON

EXPLORATORIAS

COMO PODEMOS MEDIR EL ESTADO DE MADUREZ DE LA CGSJ ?

Análisis del Factor de Recupero de Reservas

Estado de reservas actuales y Producciónacumulada

Tendencias de parámetros (RAP, % agua, % deProducción por Rec Sec)

45

Análisis del Factor de Recupero deReservas (FR)

46

ANÁLISIS DEL FACTOR DE RECUPERO DE RESERVAS (FR)

47

% depetróleo

recuperado

% dedesplazamiento

de la roca

Habilidad paradesplazar elfluido de losporosinterconectados

% de barrido

Grado debarrido cuandoes inyectado unfluido comoagua

% de drenaje

Conexiónentre pozos y% de áreasdrenada

% según límiteeconómico

Costos deproducción,comercialización, límite de %de agua, etc


48

• el volumen de petróleo y gas que seencuentran en el reservorio al iniciode la explotación

OOIP (Original Oil in Place) = Petróleo Original In-Situ


49

• Producción primaria: 10-15 % (hay yacimientos por encima de 20%)• Producción Secundaria: 10-15 % (hay yacimientos por encima de 25%)

• EOR (Polímeros): 5-8 %• Total estimado: 25–40 %

Factor de Recupero (FR) : Es la relación expresada en porcentaje queexiste, de acuerdo con métodos reconocidos por la industria petrolera,entre el hidrocarburo que puede ser recuperado de un yacimiento y elhidrocarburo original existente en el mismo yacimiento.

[%] =Factor de Recupero de referencia esperados en la CGSJ:

¿POR QUE ES DIFÍCIL DETERMINAR EL FR EN LA CGSJ ?

Imagen fuente: Evaluación del Barrido con Polímero en el Bloque Grimbeek II, Manantiales Behr, Chubut

Múltiples capas(reservorios)

• Múltiples reservorios (hasta 30 capasy reservorios lenticulares)

• Heterogeneidad Vertical y Areal

CUAL ES EL POTENCIAL EN RECURSOS CONVENCIONALES ?

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Acumulada R Probadas R Probables R Posibles Petróleo remanente

¿ Cuanto de estepetróleo podemos

extraer ?

COMO MEJORAN LAS EMPRESAS DE LA CGSJ EL FR ?

Continuar con la implementación de nuevos proyectos derecuperación secundaria, optimizando la eficienciavolumétrica de barrido.

Inyección de polímeros (EOR) para re-orientar el agua en elreservorio y barrer más petróleo. También mejorar larelación de movilidad del agua para mejorar este barrido.

Nuevos esquemas de inyección, cambiando los patronesde pozos inyectores productores

Taponando agua en fondo de pozo (Water shut-off) Perforando pozos in-fill entre pozos existentes, para

aumentar el área de drenaje y contactar más petróleo. Mantenimiento y optimización de la producción Nuevas perforaciones verticales y direccionales

Análisis de Reservas + producciónAcumulada

53

ANÁLISIS DE MADUREZ

54

Si no conocemos el FR exactamente, podemos referenciarlas reservas vs la producción acumulada, como referencia

de madurez (no de potencialidad)

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Acumulada Reservas Probadas

696 MM m3 (73, 4 %) 251 MM m3

% de Madurez CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE

% = 1 − + .

% DE MADUREZ

55

0% 20% 40% 60% 80% 100%

RESTINGA ALIEL CORDON

KM. 20CAMPAMENTO CENTRAL - CAÑADON…

JOSE SEGUNDOPICO TRUNCADO - EL CORDON

ESCALANTE - EL TREBOLCAÑADON LEON - MESETA ESPINOSAPAMPA DEL CASTILLO - LA GUITARRA

MATAMAGALLANES OESTEBELLA VISTA OESTE

CAÑADON DE LA ESCONDIDA - LAS HERASBLOQUE 127

MANANTIALES BEHR


% DE MADUREZ

56

0% 20% 40% 60% 80% 100%

LA TAPERACERRO OVERO

KOLUEL KAIKE - EL VALLEEL TORDILLO

ANTICLINAL FUNESSOLANO

CERRO WENCESLAOMESETA ESPINOSA

EL GUADAL - LOMAS DEL CUYLOS MONOS

LOS PERALES - LAS MESETASPIEDRA CLAVADA

TRES PICOSCERRO PIEDRA - CERRO GUADAL NORTE

ESTANCIA LA ESCONDIDA


% DE MADUREZ

57

0% 20% 40% 60% 80% 100%

CAÑADON SECOEL HUEMUL - KOLUEL KAIKE

DIADEMAEL VALLE

MESETA SIRVENCAÑADON MINERALES

SUR RIO DESEADO ESTECERRO TORTUGA - LAS FLORES

CERRO DRAGON (Santa Cruz)LAS HERAS

ANTICLINAL GRANDE - CERRO DRAGONCAÑADON LEON

SINDICATOCAÑADON VASCOPUESTO QUIROGA

MESETA ESPINOSA (CGSJ-10)CAÑADON YATEL

PIEDRA CLAVADA (CGSJ-IV)SUR PIEDRA CLAVADA

CHULENGOCERRO NEGRO

ESTANCIA LA MARIPOSALOMITA DE LA COSTA


Tendencias de Parámetros

58

La CGSJ produce 92,1 % de AGUA

EVOLUCIÓN DEL % DE AGUA

COSTO DE PRODUCCIÓN VS % DE AGUA PRODUCIDO

Reference: SPE 69559 (2001) Forecast Techniques for Lifting Cost in Gas and Oil OnshoreFields - Ricardo E. Martínez-Perez Companc

0%

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11

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12

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13

ago-

13

mar

-14

Primaria Asistida Secundaria

1% de la producciónpor EOR

21.287;51%

20.145;48%

241; 1%

M3 / d M3 / d

DISTRIBUCIÓN DE PRODUCCIÓN A JUNIO DE 2014 - CGSJ

62

30,0%

35,0%

40,0%

45,0%

50,0%

55,0%en

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% DE PRODUCCIÓN POR RECUPERACIÓN SECUNDARIA

63

RELACIÓN AGUA -PETRÓLEO

0

5

10

15

20

25

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oct-95 jul-98 abr-01 ene-04 oct-06 jul-09 abr-12 dic-14

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m3/

m3

TordilloDiademaTrebol - EscalantePampa del CastilloCampamento Central – Cañadon PerdidoKaike-Piedra Clavada

Promedio CGSJ

0

400

800

1.200

1.600

2.000

2.400

2.800

0

4.000

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12.000

16.000

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24.000

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dic-15

Petr

óleo

-m3/

d

Bru

ta-m

3/d

EJEMPLO #1 – CUAL ES LA CAPACIDAD MÁXIMA DE PROCESO

BRUTA INYECCIÓN NETA

64

95 % de agua 61 % de oil p/RecSec 500 pozos

Ejemplo real de la Cuenca del Golfo San Jorge

Límite ¿?

EJEMPLO #2 – POSIBLE LÍMITE MÁXIMO DE CAPACIDAD DE PROCESO

0

200

400

600

800

1.000

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36.000

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Petr

óleo

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Bru

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3/d


65

98% de agua 69 % de oil p/RecSec 240 pozos

Límite


EJEMPLO #3 – OPTIMIZACIÓN DEL MANEJO DE AGUA

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

0

10.000

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Petr

óleo

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Límite


66

96% de agua 76 % de oil p/RecSec 488 pozos

Optimización de inyección(EOR, Inyección Selectiva)

Perforación In FillETC


RAP VS PRODUCCIÓN POR RECUPERACIÓN SECUNDARIA

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

RAP

-m3/

m3

% Rec Sec

SOLANO

SINDICATO

PIEDRA CLAVADA

PAMPA DEL CASTILLO -LA GUITARRAESCALANTE - EL TREBOL

LOS PERALES - LASMESETASEL TORDILLO

DIADEMA

MANANTIALES BEHR

68

% DE PRODUCCIÓN POR REC SEC > 40%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

69

% DE PRODUCCIÓN POR REC SEC < 40%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%EL

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ESEA

DO

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E

Mayor RAP, mayor es el costo de producción por m3 depetróleo

Las instalaciones de superficie deben crecer para manejar cadavez mas agua

Cual es el límite para cada Yacimiento ?

Todos los Yacimientos / Empresas tienen la capacidad económicao posibilidad técnica de hacerlo ?

70

ANÁLSIS DE LA RAP COMO PARÁMETRO DE MADUREZ

72

Se basa en información geológica y de reservorios de 40 regiones del mundoproveniente de literatura e informes:• Ambiente de deposición del shale (marino o no marino)• Profundidad (Tope y base de la formación)• Estructuras geológicas• Intervalo del shale• Materia orgánica bruta y neta en el espesor• Contenido Orgánico Total (TOC, by wt.)• Madurez térmica (Ro)

NC - FUENTES DE INFORMACIÓN Y CRITERIOS DE EVALUACIÓN

World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment 2013 (por AdvancedResources International, Inc. (ARI) para la Administración de Información de

Energía de los EE.UU. Departamento de Energía (EIA)Link : www.noconvencionales.com

También agrega factores de riesgo, éxito, y estima Factores de recupero dereservas

1

674; 14%

4.200; 86%

Shale Oil - Millones de m3

808; 4%

21.628; 96%

Shale Gas - Billones de m3

3P + RECURSOS CONVENCIONALES RECURSOS NO-CONVENCIONALES

POTENCIAL DE RECURSOS NO CONVENCIONALES EN ARGENTINA

Fuente: World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment 2013 –ARI - EIA

1 Billon = Mil Millones

GSJ1002%

NEUQUINA Vaca Muerta

2.50060%

NEUQUINA Los Molles

60014%

AUSTRAL1.00024%

CHACO 00%

GSJ2.36511%

NEUQUINA Vaca Muerta

8.30839%

NEUQUINA Los Molles

7.43334%

AUSTRAL3.43616%

CHACO 860%

SHALE OIL – Millones de m3 SHALE GAS – Billones de m3


Fuente: World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment 2013 – ARI - EIA

(*) FR para NEUQUINA = 27 %

FR para CGSJ = 20 %

FR para NEUQUINA = 6 %

(*) FR Optimista, conservador lo baja al 6,5 %

FR para CGSJ = 3 %

3

409,4; 80%

100,0; 20%

Shale Oil CGSJ - Millones de m3

3P + RECURSOS CONVENCIONALES RECURSOS NO-CONVENCIONALES

81,5; 3%

2.365,0; 97%

Shale Gas CGSJ - Billones de m3

POTENCIAL DE RECURSOS NO CONVENCIONALES EN LA CGSJ


1 Billon = Mil Millones



TCF = 27.000 millones de m3 Billon= 1.000 millones

CONCLUSIONES Y REFLEXIONES

DESAFÍOS TÉCNICOS

78

Restringir la producción de agua, sin perder producción depetróleo, optimizando costos de producción.

RAP % Agua Bruta

Costos de Producción

Las implementación de técnicas de Recuperación mejorada(EOR) es el próximo paso en muchos yacimientos

3,42 3,444,38

5,9

8,15

11,9310,91

12,35

15,77

20,48

22,35

0

5

10

15

20

25

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013


Los costos de producción no solo han aumentadopor el % de agua, sino también por el costo de

mano de obra y servicios en la CGSJ


RECURSOS NO CONVENCIONALES

80

• Se necesita permitir seguir explorando en la CGSJ, y continuarcon la misma.

• Si bien existe potencial, demandará mucho tiempo y recursoseconómicos el evaluar la viabilidad económica y la magnitud delos recursos/reservas

Pensar en los No Convencionales, prestando muchaatención a los Convencionales


Incorporar al Factor de Recupero de Reservas comoobjetivos a lograr, como Plan Estratégico de desarrollode los recursos existentes

La cuenca requerirá mas que nunca, eficiencia,eficacia, profesionalismo y gente que tomedecisiones, para optimizar la producción, costos yrecursos.

Fortalecer el vinculo Empresa - Universidad

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“ TENEMOS MUCHO PETRÓLEO POR EXTRAER AÚN,PERO CADA VEZ SALDRÁ MAS CARO PRODUCIRLO”

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LA LISTA DE DESEOS …

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ESTRATEGIA yPOLÍTICA

NACIONAL EN HC

ESTABILIDADECONÓMICA

CERTIDUMBRECOMO PAIS

PLANESTRATÉGICO

PARA LA REGIÓN

CONCIENCIAACERCA DE LA

MADUREZ DE LACUENCA

NO MASCONFLICTOSGREMIALES

NACIONAL

LOCAL

Desarrollo SUSTENTABLE Y SOSTENIBLE para la CGSJ

MUCHAS GRACIAS

“ Somos una cuenca con profesionales altamentecalificados para afrontar estos y nuevos desafíos”

Clemente Marcelo [email protected] Oil & Gas Consulting

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www.oilproduction.net

www.noconvencionales.com

www.opogc.com

www.op-ct.com

Análisis de Madurez de la Cuenca del Golfo San Jorge: … · chubut = 19 aÑos santa cruz = 12...

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