desarrollo de tight gas sands yacimiento centenario cuenca neuquina. telmo gerlero (pluspetrol). 3er...

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


CENTENARIO

NEUQUEN

Río Neuquén

20 Km


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)


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”





• Conclusiones.


• 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).


• 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.


• Ambientes de transición ( Fan Delta y litoral ).

• Rápidos cambios de facies laterales.

• Existencia de barreras de permeabilidad.

• Sedimentos arenosos finos mineralógicamente y

texturalmente inmaduros.


• 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.


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



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





• Conclusiones.


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.


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.



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







• Conclusiones.


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.


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.


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.






• Conclusiones.


• 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





• 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.

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.


• 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 !!!! Muchas Gracias !!!!!!!!!!!!!!!

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