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Reactivación de la producción gasífera Areniscas Fm. Tupambi Yacimiento Campo Duran UTE Aguarague Ricardo Delupi _ Matias Ghidina _ Nicolás Strada

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Reactivación de la producción gasífera

Areniscas Fm. Tupambi

Yacimiento Campo Duran

UTE AguaragueRicardo Delupi _ Matias Ghidina _ Nicolás Strada

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Tecpetrol 2Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Yacimiento Campo Durán.

Yacimiento operado por Tecpetrol, UTE Aguarague (YPF 53%, Tecpetrol 23 %, Petrobras 15 %, CGC 5% y Ledesma 4%).

Formaciones Productivas: Tupambi, Las Peñas, San Telmo y Tranquitas.

Pozo Descubridor CD-6 en 1951, a la fecha 72 pozos perforados (55 productivos Fm. Tupambi).

Lote de explotación 77 km2, área remanente exploratoria 392 km2.

Contrato actual de explotación desde 1993 hasta el 14 de Nov de 2027.

816 km de líneas sísmicas 2D y 193 km2 de sísmica 3D registrada.

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Tecpetrol 3Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Marco Geológico Regional Campo DuránCampo Duran

A A´ Campo Duran ubicado en la culminación anticlinal del más externo de losejes estructurales subandinos.

Yacimiento de gas y condensado con un halo de petróleo volátil.

Mecanismo de drenaje: expansión en el casquete de gas, mas expansióndel gas disuelto en el halo petrolífero.

Pi 380 kg/cm2; Ti: 116°C.

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Tecpetrol 4Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Marco Geológico Campo Durán

Anticlinal asimétrico fallado por 2 corrimientos longitudinales vergentes hacia el Este. Dividen el yacimiento en 3 bloques independientes.

La estructura del campo presenta un hundimiento Sur marcado, hacia el Norte una suave silla lo separa del yacimiento Madrejones.

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Elevation depth [m]

Techo Arena V io le ta BI+BII+BIIIYacimiento Campo Durán / UTE AguaragüeFm.Tupambi

B B´

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Tecpetrol 5Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Edad Carbónica Superior (Pensilvaniano).

Espesores máximos de 500 m.

Ambiente de barras de desembocadura y cuerpos de origen fluvial.

Fuertes variaciones laterales reflejadas en cambio de facies y de espesor.

Depositada sobre una paleogeografía sumamente irregular.

Se divide en Secuencia Amarilla, Rosa, Marrón y Violeta.

La porosidad es principalmente primaria (11,4 % a 14 %).

Porosidad secundaria por fracturación (testigos corona).

Permeabilidades variables de 44 mD a 17.4 mD.

Profundidad media del reservorio 3000 m TVDSS.

Fm Tupambi en Campo Duran.

Fm. Tarija

Fm. Tupambi

Cerro Piedras

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CD-58

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CD.xp-1001CD.xp-1001(r)CD-10

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CD-20CD-20 ST-1CD-20 ST-2

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CD-40CD-40 ReCD-40 (re)

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I.x-2I-3

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4428000 4430000 4432000 4434000 4436000 4438000 4440000

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0 1900 3800 5700m

1:79000

-4200.00

-3900.00

-3600.00

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Elevation depth [m]

Techo Arena V io le ta BI+BII+BIIIYacimiento Campo Durán / UTE AguaragüeFm.Tupambi

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Tecpetrol 6Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Evolución de Producción Campo Durán – Fm Tupambi

Inicio del desarrollo después de descubrimiento CD-6.

Pico de actividad y producción.

2do pico de actividad y producción

UTE Aguaragüe toma la concesión del Yacimiento.

Período de fuerte declinación que motiva el análisis en profundidad del yacimiento.

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Tecpetrol 7Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Cálculo de EUR por declinación (2008)

Período de fuerte declinación

En el Año 2008 se inicia el estudio integral de reservorio buscando incrementar las reservas del yacimiento .

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Tecpetrol 8Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Estudios Realizados - Implementación.

Histórico de Producción y

Presiones

Reinterpretaciones Sísmicas

Modelo Geológico

Balance de

Materia

PLAN DE

DESARROLLO

Pozos Nuevos

Pozos Infill

Reparaciones

Pozos Reemplazo

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Tecpetrol 9Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Balance de Materia Fm. Tupambi. (2008)

Total OGIP: 39040 MMm3

Zona NorteOGIP x Bal de Mat 5450 MMm3

Zona CentroOGIP x Bal de Mat 29000 MMm3

Zona SurOGIP x Bal de Mat 4590 MMm3

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CD-1003

CD-1004

CD-1005

CD-1006

CD-1007

CD-54

CD-47

CD-56

CD-1002

CD-1008

CD-15

CD-17b

CD-18

CD-21

CD-25

CD-28

CD-31

CD-33

CD-36

CD-48

CD-52

CD-53B

CD-58

CD-60

CD.xp-1001CD.xp-1001(r)CD-10

CD-11

CD-12

CD-13CD-14

CD-16

CD-17

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CD-20CD-20 ST-1CD-20 ST-2

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CD-38

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CD-40CD-40 ReCD-40 (re)

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CD-45

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CD-49

CD-51

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CD.xp-67

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CD-1009

CD-1011

CD-1010

I.x-2I-3

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I-5 I-7

M-1

M-43M-43

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4428000 4430000 4432000 4434000 4436000 4438000 4440000

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0 1900 3800 5700m

1:79000

-4200.00

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-3300.00

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Elevation depth [m]

Techo Arena V io le ta BI+BII+BIIIYacimiento Campo Durán / UTE AguaragüeFm.Tupambi

Trabajo realizado en 2008.

Considerando las variaciones estratigráficas sedivide en Zona Norte, Centro y Sur.

Recopilación de Datos de Presión de Pozos.

Análisis de Pozos Productores.

Análisis de Pozos reinyectores de Gas.

Calculo de Reservas y Recursos.

Presión de Abandono.

Acumulada Final.

Programa de Desarrollo.

EUR: 34500 MMm3; FR: 88%, Presión de Abandono 40 Kg/cm2

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Tecpetrol 10Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Balance de Materia Fm. Tupambi.Año 2008

Up-side 6000 MMm3

Reserva 1800 MMm

P/Z

Gas Mm3

Zona Centro

Up-side 1050 MMm3Reserva 110 MMm3

P/Z

Gas Mm3

Up-side 1520 MMm3Reserva 130 MMm3

P/Z

Gas Mm3

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Tecpetrol 11Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Generación Modelo Estructural _ Estratigráfico Campo Duran.

BI BII

BIII

CD-28 CD-53b

Análisis Realizados

Revisión Controles Geológicos_ Análisis de Coronas.

Correlación detalle Pozo-Pozo.

Reinterpretaciones Sísmicas.

Reinterpretaciones Perfiles de Buzamiento.

Análisis Petrofísicos.

BI BII

BIII

CD-7CD-1008 CD-1007 CD-1004CD-60 Definiciones Modelo Estructural_Estratigrafico

Incertidumbre estructural en BIII

Grandes variaciones laterales (cambios faciales).

Relaciones estratigráficas complejas (relaciones erosivas).

Predicción de calidad de reservorio compleja.

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CD-1003

CD-1004

CD-1005

CD-1006

CD-1007

CD-54

CD-47

CD-56

CD-1002

CD-1008

CD-15

CD-17b

CD-18

CD-21

CD-25

CD-28

CD-31

CD-33

CD-36

CD-48

CD-52

CD-53B

CD-58

CD-60

CD.xp-1001CD.xp-1001(r)CD-10

CD-11

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CD-13CD-14

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CD-19

CD-20CD-20 ST-1CD-20 ST-2

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CD-40CD-40 ReCD-40 (re)

CD-41

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CD-49

CD-51

CD-6

CD-61

CD.xp-67

CD.xp-68

CD-7

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CD-9

CD-1009

CD-1011

CD-1010

I.x-2I-3

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I-5 I-7

M-1

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4428000 4430000 4432000 4434000 4436000 4438000 4440000

4428000 4430000 4432000 4434000 4436000 4438000 4440000

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75520007554000

75560007558000

7560000

0 1900 3800 5700m

1:79000

-4200.00

-3900.00

-3600.00

-3300.00

-3000.00

Elevation depth [m]

Techo Arena V io le ta BI+BII+BIIIYacimiento Campo Durán / UTE AguaragüeFm.Tupambi

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Tecpetrol 12Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Pozos Reemplazos

2 Pozos de Reemplazo Propuestos.CD-25 (CD-1013)CD-39 (CD-1016)

Los 3 pozos de reemplazo perforados se estima acumularían en promedio 275 MMm3 de Gas

Reemplazo de Pozos parados por problemas mecánicos.

3 Pozos Reemplazo ya perforados (CD-1001r, CD-1008 y CD-1010)

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-3150

CD-1003

CD-1004

CD-1005

CD-1006

CD-1007

CD-54

CD-47

CD-56

CD-1002

CD-1008

CD-15

CD-17b

CD-18

CD-21

CD-25

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CD-31

CD-33

CD-36

CD-48

CD-52

CD-53B

CD-58

CD-60

CD.xp-1001CD.xp-1001(r)CD-10

CD-11

CD-12

CD-13CD-14

CD-16

CD-17

CD-19

CD-20CD-20 ST-1CD-20 ST-2

CD-22

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CD-24

CD-26

CD-27

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CD-30

CD-32

CD-34

CD-38

CD-39

CD-40CD-40 ReCD-40 (re)

CD-41

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CD-43

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CD-46

CD-49

CD-51

CD-6

CD-61

CD.xp-67

CD.xp-68

CD-7

CD-8

CD-9

CD-1009

CD-1011

CD-1010

I.x-2I-3

I-4

I-5 I-7

M-1

M-43M-43

4428000 4430000 4432000 4434000 4436000 4438000 4440000

4428000 4430000 4432000 4434000 4436000 4438000 4440000

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75560007558000

7560000

0 1900 3800 5700m

1:79000

-4200.00

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-3600.00

-3300.00

-3000.00

Elevation depth [m]

Techo Arena V io le ta BI+BII+BIIIYacimiento Campo Durán / UTE AguaragüeFm.Tupambi

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Tecpetrol 13Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Pozos Reemplazos _ Pozos In fill

Distanciamiento Aproximado promedio de 600 m.

Objetivos Secuencia Arenosa Fm. Tupambi Bloque I/II

0 050

-405

0

-4050

-315

0

-3150

-315

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-360

0

-360

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-360

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-360

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-315

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-4050

-3150

CD-1003

CD-1004

CD-1005

CD-1006

CD-1007

CD-54

CD-47

CD-56

CD-1002

CD-1008

CD-15

CD-17b

CD-18

CD-21

CD-25

CD-28

CD-31

CD-33

CD-36

CD-48

CD-52

CD-53B

CD-58

CD-60

CD.xp-1001CD.xp-1001(r)CD-10

CD-11

CD-12

CD-13CD-14

CD-16

CD-17

CD-19

CD-20CD-20 ST-1CD-20 ST-2

CD-22

CD-23

CD-24

CD-26

CD-27

CD-29

CD-30

CD-32

CD-34

CD-38

CD-39

CD-40CD-40 ReCD-40 (re)

CD-41

CD-42

CD-43

CD-45

CD-46

CD-49

CD-51

CD-6

CD-61

CD.xp-67

CD.xp-68

CD-7

CD-8

CD-9

CD-1009

CD-1011

CD-1010

I.x-2I-3

I-4

I-5 I-7

M-1

M-43M-43

4428000 4430000 4432000 4434000 4436000 4438000 4440000

4428000 4430000 4432000 4434000 4436000 4438000 4440000

7540

000

7542

000

7544

000

7546

000

7548

000

7550

000

7552

000

7554

000

7556

000

7558

000

7560

000

75400007542000

75440007546000

75480007550000

75520007554000

75560007558000

7560000

0 1900 3800 5700m

1:79000

-4200.00

-3900.00

-3600.00

-3300.00

-3000.00

Elevation depth [m]

Techo Arena V io le ta BI+BII+BIIIYacimiento Campo Durán / UTE AguaragüeFm.Tupambi

B

Pozos In FillB B´

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Tecpetrol 14Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Pozos Nuevos Perforados y zonas en Estudio.

Pozos Nuevos Perforados desde 2008Zonas con propuestas Pozos Nuevos-En Estudio.

A A´

B B´

C C´

0 050

-405

0

-4050

-315

0

-3150

-315

0

-3600

-360

0

-360

0

-360

0

-360

0

-4050

-315

0

-3150

-405

0

-3150

-4050

-3150

CD-1003

CD-1004

CD-1005

CD-1006

CD-1007

CD-54

CD-47

CD-56

CD-1002

CD-1008

CD-15

CD-17b

CD-18

CD-21

CD-25

CD-28

CD-31

CD-33

CD-36

CD-48

CD-52

CD-53B

CD-58

CD-60

CD.xp-1001CD.xp-1001(r)CD-10

CD-11

CD-12

CD-13CD-14

CD-16

CD-17

CD-19

CD-20CD-20 ST-1CD-20 ST-2

CD-22

CD-23

CD-24

CD-26

CD-27

CD-29

CD-30

CD-32

CD-34

CD-38

CD-39

CD-40CD-40 ReCD-40 (re)

CD-41

CD-42

CD-43

CD-45

CD-46

CD-49

CD-51

CD-6

CD-61

CD.xp-67

CD.xp-68

CD-7

CD-8

CD-9

CD-1009

CD-1011

CD-1010

I.x-2I-3

I-4

I-5 I-7

M-1

M-43M-43

4428000 4430000 4432000 4434000 4436000 4438000 4440000

4428000 4430000 4432000 4434000 4436000 4438000 4440000

7540

000

7542

000

7544

000

7546

000

7548

000

7550

000

7552

000

7554

000

7556

000

7558

000

7560

000

75400007542000

75440007546000

75480007550000

75520007554000

75560007558000

7560000

0 1900 3800 5700m

1:79000

-4200.00

-3900.00

-3600.00

-3300.00

-3000.00

Elevation depth [m]

Techo Arena V io le ta BI+BII+BIIIYacimiento Campo Durán / UTE AguaragüeFm.Tupambi

A A´

B B´

C C´

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Tecpetrol 15Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Producción y Pronóstico CD-TUP

∆ EUR = 4200 MMm3

CD 1007 CD 1008

CD 1009 CD 1010

CD 1001 WO CD 1003 CD 1016 WO CD 51CD 1017CD 1013CD BII bis A, B y C.

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Tecpetrol 16Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Balance de Materia Fm. Tupambi.Año 2015

P/Z

Gas Mm3

Reserva 2480 MMm3 cert

Up-side 1960 MMm3Reserva 85 MMm3 cert

Up-side 975 MMm3

P/Z

Gas Mm3

Reserva 750 MMm3 cert

Up-side 1200 MMm3 Gas Mm3

P/Z

Gp 2008/15 : 2245 MMm3 Gp 2008/15: 150 MMm3

Gp 2008/15: 170 MMm3

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Tecpetrol 17Workshop Desarrollo de Hidrocarburos _ Abril 2016

Conclusiones Desde el año 2008 a la fecha, los estudios de reservorio y los trabajos realizados en la

perforación de pozos nuevos y en la reparación de pozos existentes permitieron incrementar laproducción gasífera de un yacimiento maduro (Campo Durán - Fm. Tupambi), reducir ladeclinación global del yacimiento y aumentar significativamente la reserva a desarrollar.

El cálculo de Balance de Materia por zonas, el análisis de datos actuales de producción y presiónen cada nivel de la formación Tupambi y la actualización del modelo geológico (estratigráfico-estructural) permiten definir en forma metodológica un plan de desarrollo sustentable en eltiempo, identificando:

Reemplazos de Pozos. Identificación de Pozos in-fill. Perforación en nuevas zonas de reservas P2-P3.