DESARROLLO DE TIGHT GAS SANDS
YACIMIENTO CENTENARIOCuenca Neuquina.
Telmo GERLERO (Pluspetrol).
3er Congreso de Producción - Mendoza - Argentina19,20,21 y 22 Septiembre de 2006
• Descripción de los Reservorios.
• Trabajos Realizados. Producciones Logradas.
• Desarrollo de estos Reservorios.
• Lecciones Aprendidas.
• Conclusiones.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIO
AR
GE
NTI
NA
NEUQUÉN
MAPA DE UBICACION
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIO
CENTENARIO
NEUQUEN
Río Neuquén
20 Km
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIO
Centenario Field Gas production History
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
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
Gas
Rate
(M
m3
/day)
High Pressure
Middle Pressure
Low Pressure
Disolved
POZO TIPO (Ce-1129)POZO TIPO (Ce-1129)
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIO
TORDILLO Fm.LOTENA Gr..
2400
2500
2600
2700
2800
2900
3000
3100
3200
3300
3400
3500
3600
3700
3800
3900
4000
4100
4200
4300
Fm Lajas
PRECUYO
VACA MUERTA Fm.
Mb Superior
Mb Medio.
Mb Basal
CALLOVIANO a OXFORDIANO
TITHONIANO
KIMMERIDGIANORoca Generadora
Roca Generadora
ReservorioPetroleoGas y condensado
ReservorioGas y condensado
ReservorioGas seco
Gr C
uy
o S
up
erio
rG
r Cu
yo
Infe
rior
Mb Pelitico
Fm Molles
Fm Molles
PLIENSBAQCHIANO a CALLOVIANO
Zona con reservorios “tig
ht gas sands”
• Descripción de los Reservorios.
• Trabajos Realizados. Producciones Logradas.
• Desarrollo de estos Reservorios.
• Lecciones Aprendidas.
• Conclusiones.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIO
• 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIODescripción 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).
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIODescripción 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIODescripción 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIODescripción 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIODescripción de los Reservorios
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 ReservoriosParámetros Petrofísicos Coronas
Laj
asC
uyo
In
f (
Mo
lles
)
CE-1155CE-1155 CE.a-1129CE.a-11294 Km
Tig
ht
Res
ervo
irs
12%
8%
Hig
h P
oro
sity
15%
15%
Lo
t
Descripción de los ReservoriosVariación Lateral Porosidad Gr. Cuyo
12171198 1218
1214
1208
1193
1158
1207D1197
1191D
1190
1189
1183
1181
1178
1176
1171
1162
1160
1159D
1157
1156
1155
1154
11531152
1151
1148
1147
1146
1144
1143
1142
1141
1139
1136
1135
1134
1131
1130
1129
1127
1126
1125
1123
1122
1120
1119
1116
1096
1079
2562000 2564000 2566000 2568000 2570000 2572000 2574000
5690
000
5692
000
5694
000
5696
000
56900005692000
56940005696000
-4000-3875-3750-3625-3500-3375-3250-3125-3000-2875-2750-2625-2500-2375-2250-2125-2000-1875-1750-1625
Depth
0 500 1000 1500 2000 2500m
1:60000
0.001 0.01 0.1 12730
2740
2732
2734
2736
2738
Permeabilidad al Gasen condiciones NOBP
Fm. LOS MOLLESPOZO Ce-1126
Fm Molles Ce-1126
Superposición de 10 a 20 capas arenosas por pozoEspesores individuales por arena 5 a 30 mVariación espesor total de arenas 40 a 200 mPromedio de espesor 100 m
Descripción de los Reservorios Gr. Cuyo Inferior
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
DRY
GAS
Low entry gas
Sw %
Phi %
Descripción de los ReservoriosCut-off a Partir de Datos de Producción
-3300
-3200
-3100
-3000
-2900
-2800
-2700
-2600
-2500
-2400
-2300
-2200
-2100
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Phi - Sw
Top
(mbs
l)
Sw
Phi
Linear (Sw )
Linear (Phi)
Layer 107
-3300
-3200
-3100
-3000
-2900
-2800
-2700
-2600
-2500
-2400
-2300
-2200
-2100
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Phi - Sw
Top (
mbsl)
Sw
Phi
Linear (Sw )
Linear (Phi)
Layer 130
-2700
-2600
-2500
-2400
-2300
-2200
-2100
-2000
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Phi - Sw
Top
(m
bsl)
Sw
Phi
Linear (Sw )
Linear (Phi)
Layer 190
-3400
-3300
-3200
-3100
-3000
-2900
-2800
-2700
-2600
-2500
-2400
-2300
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Phi - Sw
Top
(m
bsl)
Sw
Phi
Linear (Sw )
Linear (Phi)
Layer 25
Descripción de los ReservoriosInfluencia del Soterramiento Fm Molles
Sw
Phi
6% 6%
6% 6 %
Phi - Sw Phi - Sw
Phi - Sw Phi - Sw
-3300
-3200
-3100
-3000
-2900
-2800
-2700
-2600
-2500
-2400
-2300
-2200
-2100
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Phi - Sw
Top
(mbs
l)
Sw
Phi
Linear (Sw )
Linear (Phi)
Layer 107
-3300
-3200
-3100
-3000
-2900
-2800
-2700
-2600
-2500
-2400
-2300
-2200
-2100
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Phi - Sw
Top (
mbsl)
Sw
Phi
Linear (Sw )
Linear (Phi)
Layer 130
-2700
-2600
-2500
-2400
-2300
-2200
-2100
-2000
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Phi - Sw
Top
(m
bsl)
Sw
Phi
Linear (Sw )
Linear (Phi)
Layer 190
-3400
-3300
-3200
-3100
-3000
-2900
-2800
-2700
-2600
-2500
-2400
-2300
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Phi - Sw
Top
(m
bsl)
Sw
Phi
Linear (Sw )
Linear (Phi)
Layer 25
Descripción de los ReservoriosInfluencia del Soterramiento Fm Molles
Sw
Phi
6% 6%
6% 6 %
Influencia del soterramiento en la Porosidad – Aumento de la saturacion promedio con la profundidad
Phi - Sw Phi - Sw
Phi - Sw Phi - Sw
Ce-11362495/2650 mbbp
2500
2525
2550
2575
2600
2625
Ce-11262740/2900 mbbp
2750
2775
2800
2825
2850
2875
2900
Ce-11272590/2730 mbbp
2600
2625
2650
2675
2700
2725
Ce-11293550/3700 mbbp
3575
3600
3625
3650
3675
PHIE AVR 13%
PHIE AVR 11%
PHIE AVR 9%
PHIE AVR 8 %
Deterioro en la calidad del reservorio debido al soterramiento por disminución porosidad y permeabilidad
Soterramiento de 1000 m disminuye un 40% la porosidad promedio respecto a la sección cuspidal de la estructura
Descripción de los ReservoriosDeterioro de La Calidad del Reservorio
Tope Fm Molles
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0.0 50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 400.0Press [Kg/cm2]
m (
bs
l)
M. Basal M Medio M. Superio Lajas Inf1
Lajas Inf2 Lajas Upper all points Linear (all points)
Normal Gradient 0.1 Kg/cm2/m
Lw & Up LajasGradiente 0.13 Kg/cm2/m 0.56 psi/ft
Descripción de los ReservoriosDatos Mediciones Presión RFT Gr. Cuyo
Los reservorios se encuentran ligeramente sobrepresionados
12171198 1218
1214
1208
1193
1158
1207D1197
1191D
1190
1189
1183
1181
1178
1176
1171
1162
1160
1159D
1157
1156
1155
1154
11531152
1151
1148
1147
1146
1144
1143
1142
1141
1139
1136
1135
1134
1131
1130
1129
1127
1126
1125
1123
1122
1120
1119
1116
1096
1079
2562000 2564000 2566000 2568000 2570000 2572000 2574000
5690
000
5692
000
5694
000
5696
000
56900005692000
56940005696000
-4000-3875-3750-3625-3500-3375-3250-3125-3000-2875-2750-2625-2500-2375-2250-2125-2000-1875-1750-1625
Depth
0 500 1000 1500 2000 2500m
1:60000
12171198 1218
1214
1208
1193
1158
1207D1197
1191D
1190
1189
1183
1181
1178
1176
1171
1162
1160
1159D
1157
1156
1155
1154
11531152
1151
1148
1147
1146
1144
1143
1142
1141
1139
1136
1135
1134
1131
1130
1129
1127
1126
1125
1123
1122
1120
1119
1116
1096
1079
2562000 2564000 2566000 2568000 2570000 2572000 2574000
5690000
5692000
5694000
5696000
5690000
5692000
5694000
5696000
0 500 1000 1500 2000 2500m
1:60000
2562000 2564000 2566000 2568000 2570000 2572000 2574000
5690000
5692000
5694000
5696000
5690000
5692000
5694000
5696000
0 500 1000 1500 2000 2500m
1:60000
Mapa Estructural en profundidad Tope Fm Molles
??? ?
?
Descripción de los ReservoriosDistribución Areal Zona Tight Fm Molles
Descripción de los ReservoriosPozos perforados en zona Tight
SPCMV50 150
DEPTHM
PUNZADOSUNKNOWN0 5
0PUNZADOS
ILDOHMM0.2 2000
ILMOHMM0.2 2000
SFLUOHMM0.2 2000
PAYQ 0 10
0 PAYQ
PHIEQdec0.2 0
VCLSPdec0 1
PHIEQdec1 0
0 VCLSP
VCLSP 1
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
Ce-1134
• Descripción de los Reservorios.
• Trabajos Realizados. Producciones Logradas.
• Desarrollo de estos Reservorios.
• Lecciones Aprendidas.
• Conclusiones.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIO
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIOTrabajos 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIOTrabajos 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.
• 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIOTrabajos Realizados
Producciones Logradas
Caudal Real
0
20
40
60
80
100
120
140
1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86
meses
Q g
as (
Mm
3/d
)
Ce-1127Ce-1171
Ce-1139Ce-1135
Ce-1134Ce-1160
Ce-1131
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIOTrabajos Realizados
Producciones Logradas
• Descripción de los Reservorios.
• Trabajos Realizados. Producciones Logradas.
• Desarrollo de estos Reservorios.
• Lecciones Aprendidas.
• Conclusiones.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIO
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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIODesarrollo 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIODesarrollo 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIODesarrollo 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIODesarrollo de estos Reservorios
• Descripción de los Reservorios.
• Trabajos Realizados. Producciones Logradas.
• Desarrollo de estos Reservorios.
• Lecciones Aprendidas.
• Conclusiones.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIO
• Estos reservorios debemos tratarlos como
no convencionales.
• Terminar todos los estudios planteados antes de las
pruebas.
• Estudiar nuevas formas de perforación.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIOLecciones 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIOLecciones Aprendidas
• Descripción de los Reservorios.
• Trabajos Realizados. Producciones Logradas.
• Desarrollo de estos Reservorios.
• Lecciones Aprendidas.
• Conclusiones.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIO
• 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIOConclusiones
• 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIOConclusiones
• 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.
Tight Gas Sands Yac. CENTENARIOConclusiones
Cuando se termina el Gas y el Petróleo ???
Cuando se terminen las ideas !!!! Muchas Gracias !!!!!!!!!!!!!!!
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