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17/11/2015

JORNADAS DE CAMPOS MADUROS DE GAS

Sierra Chata: Desarrollo de reservas en arenas

de baja permeabilidad de la Fm. Mulichinco

Introducción

Flujo de Trabajo

• Modelo Geologico

• Modelo Estructural

• Geomecánica

• Estimulaciones

Resultados

Conclusiones

AGENDA

2

• Deja de ser válida la Extrapolación

de Atributos Sísmicos de

reservorios convencionales

• Estrategia de Desarrollo Futuro

enfocada a Reservorios Tight Gas

Reservoirs

INTRODUCCION

Desarrollo Centro/ Este

1995 Inicio de Producción

Desarrollo Norte

2001 Norte

3

2013 Cambio de Estrategia

CAPA D

A

B

C

D

E

F

G-H

I

Rock Type 3 y 2

Rock Type 1

0.1 - 10mD

0.01 - 0.1 mD

Desarrollo Histórico

• Estrategia basada en producir los mejores reservorios

visualizados con Atributos Sísmicos (Rock Type 3/2)

• Extrapolación Atributos Sísmicos Rock Type 3/2 agotado!

Layers

Estrategia : desarrollo Tight Gas

• Estimulaciones Adecuadas a Reservorios de

Gas de Baja Permeabilidad.

• Maximizar espesor Contactado.

INTRODUCCION

4

Introduction

• General overview

Flujo de Trabajo

• Modelo Geologico

• Modelo Estructural

• Geomecánica

• Estimulaciones

Resultados

Conclusiones

Agenda

5

Log

Core

Image

SEISMIC DATA

Flujo de Trabajo – Stratigrafía – Diagenesis – Petrofísica

DATA SET

7

Flujo de Trabajo – Stratigrafía – Diagenesis – Petrofísica

Flow Indicator Zone (FZI)

Reservoir Quality Indicator (RQI)

SPE 26436

ROCK TYPING Pore Throat Size

RT 1 RT 2 RT 3

ROCK TYPE

LOG SCALE

CORE LOG

NEURAL NETWORK

8

Flujo de Trabajo – Geología Estructural

9

Campos de Esfuerzos

Surface guidelines in Sierra Chata gasfield

Surface guidelines in Parva Negra area with heavy hidrocarbons

shows and cupper deposits in Neuquen Group

INTEGRACION

Fallas – Campo de Esfuerzos – Geomecánica - Microsísmica

10



11

Fallas

Fallas Interpretadas - Fm Mulichinco

Modelo con fallas principales

Modelo Complejo – Atributo coherencia

Flujo de Trabajo – Geomecánica

12 12

Breakouts de Perfil de Imagen y Esfuerzo

Horizontal mínimo y máximo (Guzman, 2007)

SHMAX

SHmin

Geometría

del Pozo

Flujo de Trabajo – Estimulación

SRV: Stimulated Reservoir Volume

SRV

SRV

SRV

SRV

SPE114156

Fracturamiento Hidráulico: Factor clave para el desarrollo de los Reservorios

TG de Fm. Mulichinco

13

Diseños de Fractura acordes a las

Propiedades del Reservorio.

•La diferencia entre el esfuerzo horizontal

menor y mayor (Sh y SH) crece de SE a NW.

• La calidad del reservorio decrece hacia el

Oeste.

Slick Water

Hybrid

Flujo de Trabajo – Estimulación

14

15

SCh-94 ST

Fm Mulichinco

SCh-93

Fm Mulichinco

Flujo de Trabajo – Estimulación– Microsísmica

16

SCh-94 ST

Fm Mulichinco

SCh-93

Fm Mulichinco

Flujo de Trabajo – Estimulación– Microsísmica

• History Match

Microseismic is a key data to model frac geometry 17

Flujo de Trabajo – Estimulación– Modelado de Fracturas

• DFIT

• Fracturas Hibridas 50-60 bpm, 2 Fracturas/pozo

• 3 Sweeps programados entre etapas de fractura

Después hasta 1 #/gal 100 mesh

Después hasta 2 #/gal 40/70 mesh

Después hasta 4 #/gal 20/40 mesh

• Reducción Significativa en devolución de Arena.-

18

Flujo de Trabajo – Estimulación– Fracturas realizadas

#2

#1

FRAC

2780 sx

2392 sx

Análisis de Producción

19

Flujo de Trabajo – Estimulación– Resultados

• Pozos verticales

• Pozos Horizontales:

Zona de

Estudio

Análisis Pozos

Verticales

Diseño Pozo

Horizontal

Flujo de Trabajo – Alternativas de Desarrollo

3D Seismic

Petrophysic

s

3D

ME

M

3D DFN

Res

erv

oir

Ch

ara

cte

rizati

on

Post-Fracture Evaluation Pressure Matching

Calibrated

Fracture

Geometry

Effective Fracture

Properties

Half-length

Height

Conductivity

Effective Stimulated Area

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Fracture Half Length (ft)Fracture Width (in)

-0.15 -0.1 -0.05 0 0.05 0.1 0.15-0.15 -0.1 -0.05 0 0.05 0.1 0.15

0.01x

0.02

0.3

0.5x

0.5x

100x

20

0.65

2x

2x

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Reservoir Pressure (psi/f t)

Matrix Permeability (mD)

Fracture Perm (md)

Matrix Porosity (%)

Fracture Porosity (%)

NAC 2H-20 Forecast Tornado Diagram (Lateral Location: Lower Marcellus)

1 Year Gas Cum (MMscf)

Design Pump Schedule

Stage Name

Slurry

Volume

(bbl)

Slurry Rate

(bbl/min) Fluid Name

Stage

Volume

(gal)

Proppant

Name

Prop Conc.

(PPA)

Prop Mass

(lb)

PAD 12 10.0 Slickwater-Marcellus 500 - 0.0 0.0

ACID 36 10.0 15% HCl Acid 1,500 - 0.0 0.0

PAD 48 80.0 Slickwater-Marcellus 2,000 - 0.0 0.0

0.5 PPA 244 80.0 Slickwater-Marcellus 10,000 100 Mesh 0.5 5,000


PAD 267 80.0 Slickwater-Marcellus 5,200 - 0 0

0.5 PPA 97 80.0 Slickwater-Marcellus 4,000 30/50 Sand 0.5 2,000






3.5 PPA 347 80.0 WF120 12,571 30/50 Sand 3.5 44,000

4.0 PPA 394 80.0 WF120 14,000 20/40 Sand 4.0 56,000

Flush 113 80.0 Slickwater-Marcellus 5,200 - 0 0

Fluid Totals 15% HCl Acid 1,500 gal

Slickwater-Marcellus 84,766 gal

WF120 26,571 gal

Proppant Totals 100 Mesh 15,000 lb

30/50 Sand 156,000 lb

20/40 Sand 56,000 lb

Sensitivity Analysis

Reservoir and Fracture

parameter impact on well

performance

Optimum completion

strategy

Reservoir

Simulation

Production Performance

Match historical production

response

Estimate Ultimate Recovery (EUR)

Drainage Area

Automatic

Fracture

Gridding

Grid Fractures into 3D

Model

Grid refinement

Material balance

Fracture property

distribution

Vertical Well – Reservoir and fracture parameter impact on well performance

Reservoir

Simulation Production Performance

Match historical production

response

Estimate Ultimate Recovery

(EUR)

Drainage Area

Automatic Fracture

Gridding Grid Fractures into 3D

Model

Grid refinement

Material balance

Fracture property

distribution 0.01x

0.02

0.3

0.5x

0.5x

100x

20

0.65

2x

2x

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Reservoir Pressure (psi/f t)

Matrix Permeability (mD)

Fracture Perm (md)

Matrix Porosity (%)

Fracture Porosity (%)

NAC 2H-20 Forecast Tornado Diagram (Lateral Location: Lower Marcellus)

1 Year Gas Cum (MMscf)

Reservoir and Fracture

parameter impact on well

performance

Optimum completion strategy

Expected production

performance

Production Optimization

Completion Strategy

Simulated Fracture

Geometry

Effective Fracture

Properties

Staging/perforation

location

Pump schedule

Expected fracture

geometry

Expected treating

pressures


Stage Name

Slurry

Volume

(bbl)

Slurry Rate

(bbl/min) Fluid Name

Stage

Volume

(gal)

Proppant

Name

Prop Conc.

(PPA)

Prop Mass

(lb)

PAD 12 10.0 Slickwater-Marcellus 500 - 0.0 0.0

ACID 36 10.0 15% HCl Acid 1,500 - 0.0 0.0

PAD 48 80.0 Slickwater-Marcellus 2,000 - 0.0 0.0



PAD 267 80.0 Slickwater-Marcellus 5,200 - 0 0







3.5 PPA 347 80.0 WF120 12,571 30/50 Sand 3.5 44,000

4.0 PPA 394 80.0 WF120 14,000 20/40 Sand 4.0 56,000

Flush 113 80.0 Slickwater-Marcellus 5,200 - 0 0

Fluid Totals 15% HCl Acid 1,500 gal

Slickwater-Marcellus 84,766 gal

WF120 26,571 gal

Proppant Totals 100 Mesh 15,000 lb

30/50 Sand 156,000 lb

20/40 Sand 56,000 lb


Staging/Perforation

Strategy

Optimum

lateral landing

location

Fracture Height and Width profiles Optimum Lateral Location

Drilling Optimization

Optimized well

placement

Wellbore trajectory

Horizontal Well – Optimized drilling and completion strategy

23

CONCLUSIONES

• Alto Potencial de desarrollo de reservorios de baja permeabilidad. • Aplicación de nuevos flujos de trabajos y cambios de paradigmas • Continuar desarrollo en Arenas de baja a muy baja permeabilidad :

• Desarrollo pozos verticales y horizontales

• Optimización del espesor contactado por Estimulaciones: N° Etapas – Diseños.

• Optimización de operaciones. Reducción de costos .

• Upside: aprovechar instalaciones existentes.

• Desafíos: Compatibilizar desarrollo con la topografía de la superficie del campo. Caminos, locaciones, captación y transporte de la producción.

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