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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
Flujo de Trabajo – Geología Estructural
Flujo de Trabajo – Geología Estructural
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
1.0 PPA 249 80.0 Slickwater-Marcellus 10,000 100 Mesh 1.0 10,000
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
1.0 PPA 149 80.0 Slickwater-Marcellus 6,000 30/50 Sand 1.0 6,000
1.5 PPA 136 80.0 Slickwater-Marcellus 5,333 30/50 Sand 1.5 8,000
2.0 PPA 208 80.0 Slickwater-Marcellus 8,000 30/50 Sand 2.0 16,000
2.5 PPA 297 80.0 Slickwater-Marcellus 11,200 30/50 Sand 2.5 28,000
3.0 PPA 469 80.0 Slickwater-Marcellus 17,333 30/50 Sand 3.0 52,000
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
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
1.0 PPA 249 80.0 Slickwater-Marcellus 10,000 100 Mesh 1.0 10,000
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
1.0 PPA 149 80.0 Slickwater-Marcellus 6,000 30/50 Sand 1.0 6,000
1.5 PPA 136 80.0 Slickwater-Marcellus 5,333 30/50 Sand 1.5 8,000
2.0 PPA 208 80.0 Slickwater-Marcellus 8,000 30/50 Sand 2.0 16,000
2.5 PPA 297 80.0 Slickwater-Marcellus 11,200 30/50 Sand 2.5 28,000
3.0 PPA 469 80.0 Slickwater-Marcellus 17,333 30/50 Sand 3.0 52,000
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
Design Pump Schedule
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
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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.