IAPG - 3er CONGRESO DE PRODUCCION Mendoza 19, 20, 21, 22 de Septiembre 2006

1. IAPG- 3er CONGRESO DE PRODUCCION Mendoza 19, 20, 21, 22 de Septiembre 2006 “MAS RESERVAS, UN TRABAJO DE TODOS”

2. “Producción de Gas en Arenas de Baja Permeabilidad, Tight Gas Sand, Experiencias y Oportunidades” Juan Moreyra PRIDE-San Antonio Mendoza, 20 de Septiembre del 2006

3. 1 INTRODUCCIÓN INDICE DESARROLLO Y ANALISIS 2 INDICE DESAFIOS CONCLUSION FINAL 3 DEFINICIONES INDICE 4 INTERROGANTES INDICE 5 INDICE 6 INDICE

4. Desafíos “El desarrollo en Argentina de estos Recursos presenta uno de los desafíos más importantes que tenemos hoy quienes participamos del proceso de exploración y desarrollo de estas reservas”.

5. Definiciones • En USA el Gobierno, definió políticamente a los “ Tight Gas Reservoir cuando la permeabilidad es ≤ de 0,1 md” • Hoy en día la definición es función de muchos factores a saber: • Espesor Permeable • Porosidad • Presión de Reservorio • Temperatura de Reservorio • Heterogeneidad del Reservorio • Modelo Geológico • Daño

6. K.H.(Pi2-Pwf2) Qg = Re 1422.Z.µ.T. [Ln -0,75+(S+D.Qg)] Rw Definiciones

7. Definiciones Otros dicen que la mejor definición de Tight Gas Reservoir es: “Aquel Reservorio que no puede producir a un Caudal Económico ni recuperar un volumen económico de gas natural, a menos que el pozo sea estimulado por un gran tratamiento de fracturación hidráulica o producido por el uso de un pozo horizontal o multilateral”

8. Definiciones Mr. S. Holditch expreso: “ No hay un Tight Gas Reservoir típico, puede ser de poca o mucha profundidad, alta o baja presión, alta o baja temperatura, reservorio continuo o lenticular, homogéneo o fracturado naturalmente, de una sola capa o varias”.

9. Tecnologías Utilizadas • “Incremento de Productividad: Aquellas que producen gran incremento de radio efectivo” • Fracturacion Hidraulica • Pozos Horizontales • Pozos Horizontales Fracturados • Pozos multilaterales

10. Interrogantes • ¿Cual es la real incidencia que tiene la Tecnología y Cual es la que tiene el precio? • ¿Son solamente estos factores los que inciden o existen otros en la ecuación Técnico – Económica? • ¿Es posible que las tecnologías probadas no hayan sido aplicadas y/o seleccionadas eficazmente?

11. Interrogantes • ¿Hemos evaluado bien nuestros modelos para la aplicación de las tecnologías mencionadas? • Teniendo en cuenta que estos reservorios solamente producen por la aplicación de tecnologías que aumentan el radio efectivo, ¿hemos sido capaces de optimizar los procesos previos que llevan a poder aplicar estas tecnologías?

12. Interrogantes ¿Será necesario que rompamos barreras paradigmáticas para poder avanzar y mejorar la parte de la ecuación que a la tecnología le compete, para aproximarnos a proyectos rentables?

13. RespuestasTecnico-Economicas U$S 7,94/8,58 MMBTU en USA U$S 1,45/1,5 MMBTU en Argentina Diferencia del 547/570 %

14. Respuestas • Siendo la Fracturación Hidráulica una de las Tecnologías mas utilizada para dar con producciones económicamente rentables en tight gas reservoir en los países mencionados, en Argentina¿Deberíamos analizar estos factores? • Agentes de Sostén (Resistencia y Conductividad), Mayor vs Menor Calidad • Fluidos de Fractura

15. Respuestas Las respuestas a las preguntas 3 y 4 están muy ligadas entre si: 3. Tecnologías aplicadas 4. Evaluación de Modelo Geológico

16. Aplicación de las tecnologías adecuadamente CASO 1: Fracturamiento Hidráulico

17. Aplicación de las tecnologías adecuadamente CASO 2: Pozos Horizontales vs Fractura Hidráulica

18. Aplicación de las tecnologías adecuadamente CASO 2: Pozos Horizontales vs Fractura Hidráulica

19. Definición “ Complejidad del Modelo” RESERVORIOS HETEROGENEOS RESERVORIOS HETEROGENEOS VERTICAL Y AREALMENTE VERTICAL Y AREALMENTE FRACTURA HIDRAULICA POZO HORIZONTAL

20. Definición “Complejidad del Modelo”

21. Consideraciones del Reservorio • Geología: • Comprensión de la características geológicas de la formación en lo tectónico y estructural de las cuencas. • Gradientes regionales de presión y temperatura • La estratigrafía de la cuenca y su influencia en la perforación, evaluación, terminación y actividades de estimulación como así del análisis de factibilidad de proyectos con pozos horizontales.

22. “ Factores de Influencia” Fuere la situación que se diere para definir el comportamiento de Tight Reservoir, evidentemente “La caracterización del Modelo Geológico correcto” es una de los factores mas importantes que debemos tener en cuenta para elegir la tecnología adecuada para su explotación.

23. “Tecnología Convencional” ¿Es la tecnología Convencional Moderna de Evaluación de Formaciones disponible suficiente? ¿o necesitamos algo mas, especialmente en tiempos de delimitación de los campos?

24. Tecnología Convencional

25. “Productividad” Productividad Baja en Tight Reservoir “Por lo general coexisten potenciales problemas de daños inducidos en la Perforación convencional (OBD) y en la Terminación, con bajas capacidades de flujo del reservorio, siendo estas ultimas las que definen la baja Productividad”.

26. “Productividad” Productividad Baja en Tight Reservoir “Pero el daño durante la perforación o la terminación convencional, no permite evaluar bien los verdaderos potenciales y no permite seleccionar bien las mejores zonas”.

27. Respuesta Respecto a la pregunta 5, la respuesta pasa por pensar que “Idealmente la mayor cantidad de recursos deberían ser destinados a generar mayor radio efectivo en el pozo, pensando en la optimización de las otras etapas que componen el proyecto”

28. Mejora de la Evaluación del reservorio • “Experiencias en Argentina con pozos Exploratorios Profundos”. • Se han perforado mas de 11 pozos en UBD o NBD en Tight Gas Reservoir • Experiencia bastante particular de Argentina en estos reservorios

29. Mejora de la Evaluación del reservorio

30. Mejora de la Evaluación del reservorio • Resultados: “Experiencias en Argentina con pozos Exploratorios Profundos”. • Detección de los mejores niveles utilizando UBD. • Presencia de Capas Geopresurizadas (HP) • Mejor Evaluación del potencial dinámico de la misma. • Selección de los niveles aptos para Estimular, simplificando la terminación. • Mejor comprensión de los potenciales daños en capas HP

31. GR Sw Tot. VOL. SHALE CAPA HP Tecnologia UBD - Login Convencional

32. Tecnologia UBD “Dynamic Evaluation While Drilling” PERMEABILITY MATCH - STEADY ESTATE Field Test 3 MATCH PARAMETERS 25,0 30 7500 K = 0,025 md 7000 20,0 Pwf = 3770 psia 6500 Pws =7070 psia ANALITYCAL MODEL 25 15,0 6000 Pws (psia) Qg (m3/d) 5500 10,0 FIELD TEST 20 5000 Qg (Mm3/d) Bit change 5,0 4500 trepano DQg Pwfwd (psia) 4000 15 0,0 Pws 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Grupo Cuyo 3500 Phidr(1.8) TIME (hs) Trans. 2 La Manga Phidr( 1,03) 3000 PwsFMT 10 2500 Trans. 1 Trans. 3 2000 1500 5 1000 500 0 0 2550 2600 2650 2700 2750 2800 2850 2900 2950 DEPTH (m)

33. Field Test 1 10000 Zona de presiones anormales 9000 8000 Perforación Pconf. ( psia ) 7000 Desbalance Presión Hidrostática 6 mm 6000 8 mm 10 mm 5000 14 mm 4000 4 mm 12 mm Limpieza 3000 Pw ( psia ) Prefractura posfractura 2000 6 mm 8 mm 1000 12 mm Zona de presiones normales 0 0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000 1E+06 Qg ( m3/d ) “Correlación en Profundidad de la Información de Presiones” “Análisis comparativo durante la perforación y terminación del pozo”

34. Generación de Daño Dinámico en Reservorio Geopresurizado s Pp Pp s =t+ Pp t+ r rw ESQUEMA DE COMPLETACIÓN

35. Generación de Daño Dinámico en Reservorio Geopresurizado s Pp Pp s =t+ Pp t+ r rw ESQUEMA DE COMPLETACIÓN

36. Generación de Daño Dinámico en Reservorio Geopresurizado s Pp Pp s =t+ Pp t+ Pwf r rw ESQUEMA DE COMPLETACIÓN

37. Generación de Daño Dinámico en Reservorio Geopresurizado s Pp Pp Pp s =t+ Pp t+ Pwf rw r ESQUEMA DE COMPLETACIÓN

38. Consideraciones del Reservorio • Difícultad para Evaluar la Continuidad del Reservorio: • Área y forma de los Tight Reservoir. Las formas son siempre estimadas y por lo general no responden a figuras regulares • A diferencia de los reservorios continuos donde depende de la cantidad de pozos y la medida del tratamiento de fractura, en los limitados dependerá del tamaño de la lente o compartimento. • Se requieren tiempos importantes para ver condiciones de borde.

39. Buena K Buena K Muy Baja K Tight Reservoir Area de drenaje Reservorio Continuo Baja K y Alta Viscosidad

40. Area de drenaje Reservorio Compartimentalizado N S ISOCRONO DE TOPE DEL COMPLEJO

41. Tiempos Importantes para ver Limites Tiempo de Producción = 269 días Reservorio Continuo

42. Tiempos Importantes para ver Limites Tiempo de Producción = 269 días Reservorio Limitado Área Drenada = 285 acres

43. “Fracturación Hidráulica” • Ha sido y será la tecnología que ha permitido alcanzar niveles de productividad aceptables económicamente en Tight Reservoir en otros países (USA, Canadá, México, Etc.) • En Argentina hay variadas experiencias de Fracturación en Tight reservoir, pero tenemos escasas líneas de referencias independientes de las producciones de estos campos que puedan servirnos como base para medir: • Las capacidades reales actuales y potenciales de los mismos • La incidencia de las mejoras tecnológicas introducidas

44. Definición “ Complejidad del Modelo” “Cuando los reservorios tienden a ser homogéneos e isótropos, el concepto de contraste prevalece, sobre el de vinculación y las predicciones de producción comienzan a ser de menor riesgo en la evaluación del potencial”.

45. interrogantes Adicionales 1. ¿En cuantos proyectos estamos realmente en conocimiento de cual es la máxima capacidad del pozo? 2. ¿Al no saber lo anterior como podemos saber si la producción corriente es menor y por cuanto? 3. ¿Respecto a que nivel de referencia histórico podemos pensar en mejorarla? 4. ¿Cual será el costo para lograrlo?, probablemente muy alto tomando solamente lo que se hace en los países con historia.

46. Potencial de Mejoramiento con Fracturas Hidráulicas Máxima Capacidad del Pozo Proppant Placement Incidencia de la Tecnología From M. Eberhard et al.

47. Incidencia de la Tecnología ¿Será necesario que rompamos barreras paradigmáticas para poder avanzar y mejorar la parte de la ecuación que a la tecnología le compete, para aproximarnos a proyectos rentables?

48. Incidencia de la Tecnología • Evaluación de Potencial: • Las técnicas Convencionales de Registros (incluye los post-frac) • Los métodos convencionales de Terminación • Las técnicas de Transient Pressure Análisis • La perforación en desbalance

49. Incidencia de la Tecnología • Fracturamiento Hidráulico: • Las técnicas de fracturamiento • Los fluidos utilizados • Los agentes de sostén utilizados

50. Incidencia de la Tecnología Xf = 260 ft