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Reactivación de la producción gasífera
Areniscas Fm. Tupambi
Yacimiento Campo Duran
UTE AguaragueRicardo Delupi _ Matias Ghidina _ Nicolás Strada
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.
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.
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´
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-1002
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CD-17b
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Elevation depth [m]
Techo Arena V io le ta BI+BII+BIIIYacimiento Campo Durán / UTE AguaragüeFm.Tupambi
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.
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 .
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
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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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
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
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-1007
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Elevation depth [m]
Techo Arena V io le ta BI+BII+BIIIYacimiento Campo Durán / UTE AguaragüeFm.Tupambi
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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Elevation depth [m]
Techo Arena V io le ta BI+BII+BIIIYacimiento Campo Durán / UTE AguaragüeFm.Tupambi
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
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CD-1003
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CD-22
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CD-30
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CD-38
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CD-40CD-40 ReCD-40 (re)
CD-41
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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
B´
Pozos In FillB B´
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
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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´
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.
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
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.