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Los Yacimientos Maduros como Fuente de Nuevas Reservas Experiencias en Argentina

Los Yacimientos Maduros como Fuente de Nuevas Reservas Experiencias en Argentina. Argentina Explotación del Petróleo y el Gas. necesidad de: - mayor numero de empresas - incrementar los precios - administrar los recursos. El Recurso OOIP-OGIP

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Los Yacimientos Maduros como Fuente de Nuevas Reservas Experiencias en Argentina

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  1. Los Yacimientos Maduros como Fuente de Nuevas Reservas Experiencias en Argentina

  2. Argentina Explotación del Petróleo y el Gas • necesidad de: • - mayor numero de empresas • - incrementar los precios • - administrar los recursos.

  3. El Recurso OOIP-OGIP Su presencia depende de condiciones geológicas favorables al momento de la: - generación - migración - y entrampamiento. Su importancia depende del: - VrOOIP= Vr*phi* (1-Sw) /Boi - Phi - SwOGIP= Vr*phi* (1-Sw) /Bgi - Boi/Bgi

  4. Reserva Recuperable Petróleo = OOIP *Fr ( 10-40%) Gas = OGIP * Fr (60-80 %)

  5. La Reserva- Concepto convencionalEUR (*) = Np + NrNp= producción acumuladaNr= reserva remanente (*) Estimación Ultima de Reserva ( 1P, 2P, 3P)

  6. El concepto de Reserva de Crecimiento

  7. Bajo el Concepto de Crecimiento(*)Se considera que el valor del EUR, se incrementa en el tiempot1 EUR1t2 EUR2 t3 EUR3 (*) inherente a la actividad de la explotación.

  8. Factores de crecimiento de la reserva

  9. Assessing and Forecasting Natural Gas Reserve Appreciation in the Gulf Coast Basin (*) Eugene M. Kim (ekim@mail.utexas.edu; 512-471-1806) William L. Fisher (fisherw@begv.beg.utexas.edu; 512-471-1534) Bureau of Economic Geology 1996The University of Texas at Austin • Reserve appreciation (**),also called reserve growth, is the increase in the estimated ultimate recovery (the sum of yearend reserves and cumulative production) from fields subsequent to discovery from extensions, infield drilling, improved recovery of in-place resources, new pools, and intrapool completions. In recent years, reserve appreciation has become a major component of total U.S. annual natural gas reserve additions. • (*)Tasando y pronosticando el alza de las Reservas de Gas Natural en la Cuenca de la Costa del Golfo. • (**) Determinación del valor economico de la reserva

  10. exploración y producción Centenario Field History of OOIP, EUR and RF Figures OOIP - EUR (MMm³) R.F. (%) and Cumulative Drilling x 10 OOIP (*) RF EUR Estim de 2011 42MM m3 30% 12,5 MMm3 (*) para 2011 Asumido (*) Se asumió igual a 1999 Jorge.ppt

  11. Reserva Acumulada y Producción Acumulada vs T. (Pet + Gas equiv. total país) 1992-96 400 MMm3 equiv. 95%exploración ( Ch de la SN , Trapial y Cs. del NW) y 5%react. ( entrega áreas Marg .y Centrales ) (*) Reserva a Dic. 2004 EURen 2004

  12. Casos Históricos de Reactivación de Yacimientos -Yacimiento Aguada Baguales -Bloque El Porvenir(Yac Challacó, El Porvenir y La Esperanza) -Yacimiento Centenario

  13. Prod Acum

  14. Caso de Inversión Discontinua, Yac. Ag. Baguales Teórica Real para bloque A. Baguales 1963descubrimiento 1991inicio de reactivación

  15. m3/d Prod Acum

  16. Caso de Inversión Discontinuada- Bloque El Porvenir Teórica según estadística 1977 descub. Real estimada para bloqueEP 1991 Inicio reactivación. 1942 descubrimiento

  17. S N CE-1156 CE-1134 CE-31 CE-1129 m.b.n.m. SISTEMAS PETROLEROS 1900 GAS HÚMEDO V.M. PETRÓLEO QUINTUCO 2100 Seal and Source Rock GAS SECO VACA MUERTA 2300 CUYANO SUPERIOR TORDILLO LOTENA 2500 CUYANO INFERIOR 2700 VACA MUERTA - L + L +T CUYANO SUPERIOR (LAJAS) 2900 PRECUYANO 3100 ? Mb. PELÍTICO 3300 Mb. ARENO - CONGLOM. CUYANO INFERIOR (LOS MOLLES) MOLLES - MOLLES Source Rock 3500 PELÍTICO CENTENARIO FIELD FLUID DISTRIBUTION (Gr. Cuyo - Lotena - Tordillo) Mg Vi Oc Am

  18. Prod. Acum.de petroleo m3/d Mar-2011 612 m3/d Perf infill Modific en RS Plan n-500 - Perf infill 1976 transf del área de YPF a PP 1997 Descubrimiento de. Gas prof.

  19. Caso de Incorporación de Fm Profunda( Fm Los Molles) Prod. diaria de Gas en MMm3/d Prod. Acum. EUR aprox 10 % de LLL

  20. CENTENARIO FIELD DEVELOPMENT HISTORY Programa negro 500 ( año 2004 ) Infill-250 mts 300 m3/d Mar 2011 612 m3/d (2) In fill- 350 mts In fill- 500 mts Desarrollo-Spacing 700 mts Np al 11/3/2011 =11517 Mm3 –RF 27,4 % En el programa negro 500 , se está perforando la tercera fase de pozos in-fills,con un spacing de 250 mts.

  21. exploración y producción Centenario Field History of OOIP, EUR and RF Figures OOIP - EUR (MMm³) R.F. (%) and Cumulative Drilling x 10 OOIP RF EUR Estim de 2011 42MM m3 30% 12,5 MMm3 (*) Se asumió igual a 1999 Jorge.ppt

  22. RESERVE APPRECIATION FACTORS, OIL 10 9.33 8 6 CENTENARIO FIELD MULTIPLE OF INITIAL ESTIMATE 4 2 1961 1976 1991 2001 2006 2021 2036 2051 0 0 15 30 45 60 75 90 YEARS FROM DISCOVERY Source: EIA, Energy Information Administration Jorge.ppt

  23. En los tres casos observados, se observa una disminución importante de la inversión a los 15-20 años del inicio de la explotación . Sería de interés ver si otros yacimientos están actualmente en esa situación

  24. Factores que sustentaron los buenos resultados -Caracterización Detallada de los Reservorios -Trabajo en Equipo -Recursos humanos suficientes

  25. Algunas Estadísticas Argentina y el Mundo

  26. Petróleo Argentinay el Mundo • Relación de Producción • - Argentina= 0.692 MM Bls/d ( 0.13 %) • (*) - El Mundo= 503.0 “ “ ( 99.87%) • Relación de Reservas • - Argentina = 2515 MM bls (0.24 %) • (*) - El Mundo = 1050000 MM bls (99.76%) • (*) Fuente: Oil & Gas Journal-IvanSandrea-StatoilHidro • 2007

  27. Petróleoen América (*)Producción anual y Nº de Productores • PaísProducción Anual ( MMm3) Nº de Productores • USA…………………………. . 320…………………………………………dec. de miles • Méjico……………………… 220 …………………………………….. 7 • Canadá………….…………... . 180………………………..……………… aprox. 2000 • Venezuela………………. 162………………………………….. ? • Brasil ……………………. 151 …………………………………. 78 • Colombia ……………… 50 …………………………………. 75 • Argentina………………. 35 …………………………………. 36 • Ecuador…………………. 31 ………………………………… 6 • Peru ……………………. 9 ………………………………… 33 • Bolivia…………………… 2.3 ……………………………….. 10 • (*) Principales Paises , (**) ( Comunicación personal)

  28. 1998- 48 MMm3/año 1966-73 YPF en Cat y RDLS

  29. Pozos Perforados –Total País Ypf SA Adiiijj Adm. Central YPF YI YPF S.E. REPSOL-YPF 1991. Entrega de Areas Centrales 1976. Contratos de Locación de Obras 1990. Entrega de Areas Marginales 1999 caída del precio del Petróleo 1958-1962 Contratos de Frondizi Total de Pozos Perforados Estimados a dic.2009 Otros= 20176 YPF = 37868 Total = 58045

  30. Año 2010- 47 MMM m3 Año 2004-52 MMMm3 2001-Madrejones-Campo Duran Gasoductos 1978-San Sebastian- El Condor 1970- Neuquen- B. Blanca 1952-Plaza Huincul-Conesa 1949-Com. Rivadavia-Buenos Aires

  31. Numero de Yac. a 2001 (*) = 844 “ “ “ a 2010 est. 900 Numero de Yac. % de Yac. (*) fuente Libro Amarillo

  32. Producción diaria de Petróleo Equivalente (P+G)

  33. Comentario Final • -Salvo aislados casos los yacimientos maduros de la YPF estatal solían entrar en el olvido . • El chiste de la industria es “ cuando se acaba el petróleo hay que cambiar el geólogo”, (en mi opinión hay que cambiar al jefe). • El mejor geólogo puede que sea aquel que responde más a la curiosidad, la suya propia, ( de allí la importancia de dejar hacer.) • Es importante darle libertad a la gente , pero no olvidarse de ella. • La Tecnologia mide parámetros, que el geólogo usa para sacar conclusioneslógicas (y propias) . • Entre la tecnologia y la experiencia, elegir gente que se complemente.

  34. Gracias por su atención …

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