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OPTIMIZACIN DELPROCESO DE FRACTURAS
EN UN RESERVORIONO CONVENCIONAL
VOLCANO CLSTICOE. dHuteau; R. Ceccarelli, Repsol YPF; F. Cafardi,Schlumberger
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NDICE
Ubicacin geogrfica
Conceptos originales
Completacin
Estrategia de Punzados
Agente de sostn Anlisis de minifracs
Evaluacin de las fracturas
Datos de produccin
Consideraciones sobre perfiles de imgenes
Conclusiones
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CHIHUI
DO
P.
HERNA
NDEZ
LOMALA
LATA
UBICACIN GEOGRFICA
20 Km
Bandurria
La Calera
Coirn Amargo
Loma La Lata Sierra
Barrosa
Meseta Buena
Esperanza
Fortn de Piedra
Sierras Blancas
Lindero
Atravesado
Mata Mora
Los Bastos Agua del CajnAguada
Baguales
Cruz de Lorena
Loma Campana
Lago Los
Barreales
Lago Mari Menuco
Barrosa Toledo
(Cupen Mahuida)
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COLUMNA ESTRATIGRFICA
Brisson y Veiga, 1999
Profundidad en el rea de
Cupn Mahuida:
3100 a 3800 mbbp
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DISEOS y CONSIDERACIONES ORIGINALES
Roca de origen volcnico con zonas alteradasque actan como reservorio.
Profundidad 3100 a 3800 m TVD.
Porosidad de 8 a 15%, baja permeabilidad dematriz.
Por perfil el reservorio es similar a unclstico.
Generalmente se encuentra sobre presionado.
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Completacin
Completacin Pozos verticales
Casing: Exploratorios: 7 32#/ftP110
Desarrollo: 5 18#/ftN80
Tubing 3.5 9.3 #/ft P110
Zona de inters:
3100 3800 m
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Angle
(deg)
Clearance
(in)0 2.28
ESTRATEGIA DE PUNZADOS
Estrategia de punzado El sistema de punzados es
seleccionado por lasrestricciones en el Tubing.
Can: 2 - 6.5 gr - 6 spf - 60
Por simulacin, dimetro delagujero en casing de 5:
Dimetro promedio en Csg:0.19
Dimetro mnimo en Csg:0.15
M aximum , Recomm ended and M in imum P er f
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0 2 4 6 8 10 12 14
Proppant Conce ntration
PerforationDiameter(inch)
Worst Scenario (6 x Max par t ic le s ize) SHOULD NOT NEED
LA RGER THAN THIS
Recommended* Based on 8 x Mean s ize - Safety factor of
Gruesbec k/Col lin (6 x Mean s ize) DO NOT GO SMALLER T
because i t has no safety factor
Sinterball 20/40
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Concentracin de Agente de Sosten en Formacin [ppg]
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
F-01
F-02
F-03
F-04
F-05
F-06
F-07
F-08
F-09
F-10
F-11
F-12
F-13
F-14
F-15
F-17
F-18
F-19
F-21
F-22
F-23
F-24
F-25
F-26
Pozos
ESTRATEGIA DE PUNZADOS
Para casing de 7 es necesario modificar la
estrategia de punzado o cambiar el agente desostn.
Casing 7 Casing 5
TC
P
y
30/5
0
Slug
1
PPA
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AGENTE DE SOSTN
Por la presin de confinamiento se utiliza Sinterball20/40.
Las cantidades bombeadas (no diseo) varan de 500 a2000 bolsas/frac.
Debido a la falta de barreras hay un fuerte crecimientofuera de la zona de inters. Entonces el espesor neto noes el factor dominante para el clculo del agente desostn. Se dise 1500 a 2000 bolsas por capas.
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ANLISIS DE MINIFRAC
70% de los minifracs muestran un evidente
comportamiento de pressure dependent leak-off (PDL). Pfo ~200 psi > Pc (
hmin)
Pfo Pc Pfo
Pc
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ANLISIS DE MINIFRAC
70% de los minifracs muestran un evidente
comportamiento de pressure dependent leak-off (PDL). Pfo ~200 psi > Pc (
hmin)
Se observa este comportamiento an en zonas donde nose detectan fracturas en perfil de imgenes.
Se observa tambin el efecto de height recession
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EVALUACIN DE LAS FRACTURAS
Se analizaron solo las fracturas en casing de 5:
No se observa contencin en altura de lasfracturas.
Coincide con la interpretacin de mecnica de roca.
Screen Out: 40% de las operaciones No hay TSO La presin neta es afectada por los cambios de concentracin
=> restricciones cerca del pozo.
Los screen out pueden ser relacionados con la calidad del
reservorio.
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Evaluacin de las Fracturas - Pnet
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EVALUACIN DE LAS FRACTURAS
Proppant SlugReductor de Filtrado
100 Mesh
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DATOS DE PRODUCCIN
Produccin vs. Bolsas de Proppant
0 100 200 300 400 500 600
A- 1
A- 2
B-1
B-2
B-3
C-1
C-2
Pozos
Produccin [Mm 3/d]
2103
700 sx
450 sx
0 sx
2215 sx
1396 sx
450 sx
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Condiciones de Reservorio A
Brechas tobceas / Flujo piroclstico grueso
Identificacin de dif. tipos de reservorioIdentificacin de dif. tipos de reservorio
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Brechas tobceas / Flujo piroclstico grueso
Condiciones de Reservorio B.
Identificacin de dif. tipos de reservorioIdentificacin de dif. tipos de reservorio
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Coladas
Brechas
Coladas
Tobas y
brechas
Flujos piroclsticos
Condiciones de Reservorio C.
Colada fracturada
30m
Identificacin de dif. tipos de reservorioIdentificacin de dif. tipos de reservorio
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CONCLUSIONES DE OTROS ESTUDIOS
Las mejores producciones se relacionan con zonas con
buena porosidad de matriz y con presencia de fracturas,comprobadas por las interpretaciones de imagen y datosde ingeniera. (A)
Los pozos estriles o de baja productividad se relacionancon baja porosidad y permeabilidad de matriz, aunquepresenten niveles fracturados . (C)
Los niveles con producciones intermedias se relacionancon buena porosidad y permeabilidad de matriz y sinparticipacin de fracturas . (B)
Los depsitos piroclsticos son los mejores reservoriosprimarios, las coladas volcnicas pueden constituir
buenos reservorios si estn fracturados.
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CONCLUSIONES
A la interpretacin normal de perfiles, se debe adicionar lainterpretacin de perfiles de imgenes y snico dipolar para lacuantificacin de fisuras y para definir los intervalos productivos.
Hacer un test de inyectividad para determinar el comportamientoPDL: Mini-fall off cuando es posible, minifrac siempre.
Bombear agente de sostn de malla 100, u aditivos con funcionesequivalentes, durante el colchn para reducir el efecto de lasfracturas naturales.
En condiciones B y C disear tratamientos con etapas largasa concentraciones de 6 a 8 PPA. Terminar con una corta etapa a10 PPA.
En condiciones A disear tratamientos con etapas hasta
concentraciones de 12 PPA. Buscar un arenamiento sobre el final de la ultima concentracin
para asegurar buena conductividad en el NWB.