miguel lavia 2ª jornadas técnicas sobre acondicionamiento del gas natural
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Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina Oportunidades de Exploraci ón. Miguel Lavia 2ª Jornadas Técnicas Sobre Acondicionamiento del Gas Natural. IAPG - Ciudad de El Calafate - 30 de Septiembre al 3 de Octubre de 2008. Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina. AGENDA - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
The following discussions contain certain “forward-looking statements” as defined by the Private Securities Litigation Reform Act of 1995 including, without limitation, estimates, expectations, plans and goals regarding Apache’s production, reserves, financings, acquisitions, exploration and exploitation prospects, energy prices, operating costs, and results of operations. Such forward-looking statements involve estimates, assumptions and uncertainties. No assurance can be given that Apache’s expectations or goals will be realized, and actual results may differ materially from those expressed in the forward-looking statements. For reconciliations of non-GAAP financial measures, see our web site www.apachecorp.com.
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
Miguel LaviaMiguel Lavia
2ª Jornadas Técnicas Sobre2ª Jornadas Técnicas Sobre Acondicionamiento del Gas NaturalAcondicionamiento del Gas Natural
IAPG - Ciudad de El Calafate - 30 de Septiembre al 3 de Octubre de 2008IAPG - Ciudad de El Calafate - 30 de Septiembre al 3 de Octubre de 2008
Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina
Oportunidades de Exploración
Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina
Oportunidades de Exploración
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
2
Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca NeuquinaDesarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina
AGENDA
•Introducción
•Descripción de los Reservorios
•Producción y Reservas
•Lecciones Aprendidas
•Oportunidades de Exploración
•Conclusiones
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
3
El Mundo
Gas Natural:21%
Otras11%
Hidro2%
Nuclear6%
Carbón25%
Petróleo35%
Argentina
Gas Natural:50%
Petróleo38%
Carbón1%
Nuclear3%
Hidro5%
Otras3%
Matriz EnergéticaMatriz Energética
Secretaría de Energía-El Informador E.-2007IEA – Energy Statistics – 2005
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
4
Oferta y Demanda de Gas en ArgentinaOferta y Demanda de Gas en Argentina
•Cambio de Escenario Exportador a Importador
•Costos de Importación del Gas
•Accesibilidad al GasFuente – 2003 Secretaría de Energía - 2025 Proyección del FEDN - 2006
60
80
100
120
140
160
180
200
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
MM
m3/d
Oferta
Demanda
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
5OGJ Unconventional Gas Article # 1 Final – V. Kuuskaa-July 2007
Producción de Gas en USAProducción de Gas en USA
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
6
OGJ Unconventional Gas Article # 6 Final – V. Kuuskaa et al.-July 2007
Pronóstico de Gas No Convencional en USAPronóstico de Gas No Convencional en USA
30%
9%
4%
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
7
Austral BasinAustral Basin
Neuquen BasinNeuquen Basin
Noroeste BasinNoroeste Basin
Cuyo BasinCuyo Basin
Buenos AiresBuenos Aires
Apache
A
A
A
Ubicación de las Operaciones y del Tight GasUbicación de las Operaciones y del Tight Gas
20
Kilometers
40 50300 10
NEUQUEN RIO NEGRO
NEUQUEN DEL MEDIO
EFO
JAGUEL DE LOS MILICOS
JAGUEL DE BARA
AC
MESETA BUENA ESPERANZA
AGUADA VILLANUEVA
AND
ASD
ASD
CUTRAL CO
DADIN
C CURA
LN
C CURA
ASD
ASD
ASD
ASD
DOS HERMANAN
DO HERMANAS
BAJO BAGUALES
A500 Km
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
8
Proyectos de Tight Gas en AC - AND - ASD Proyectos de Tight Gas en AC - AND - ASD
ANTICLINAL CAMPAMENTO
PORTEZUELO
AND
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
9
Formaciones Profundas Columna EstratigráficaFormaciones Profundas Columna Estratigráfica
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
10
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
1954
1958
1962
1966
1970
1974
1978
1982
1986
1990
1994
1998
2002
2006
Mm
3/d
Producción de Gas de AC – PO - GUProducción de Gas de AC – PO - GU
Perforación del Tight Gas
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
11
Caracterización de los ReservoriosCaracterización de los Reservorios
0.00001
0.0001
0.001
0.01
0.1
1
10
100
1000
0 5 10 15 20 25 30
Porosidad (%)
Per
mea
bilida
d (m
d)
Económicos Sin Estimular
Tight Gas
No Económicos
Tight Oil
Nuestro Caso
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
12
Perfil Combinado POa-1001Perfil Combinado POa-1001
-90 10SPC0 400GR4 14HCAL4 14BS
1 10000AHT901 10000AHT601 10000AHT10
1 100100 1000010000 1000GAS
3 5 0 0GR 0 20FRD EN O0 20FRDENT0.3 0PHIS
140 40DTCO1.95 2.95RHOZ0.45 -0.15N PHI0 10PEFZ
MetersMD TVDSS
2600
2700
-1800
-1700
MetersTVD
2600
2700
Core
Conglomerate Top 2570 m MD -1732 m TVDSS
Top Basement 2595 m MD -1757 m TVDSS
Well Test
1 Remark: Through gas sep. Oil=Gasoline.2 Remark: Through gas sep.3 Remark: Through gas sep.
4 Remark: T°sep: 5°C.5 Remark: Through sep. Temp sep: 6°C6 Remark: Through sep. Temp sep: 14°C7 Remark:
Tope Basam.2595 m MD
Tope Conglom.
2570 m MDFlow x12mm Qg: 228,148
m3/dPbd: 111 Kg/cm2
Flow x14mm Qg: 183,499
m3/d Pbd: 65 Kg/cm2
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
13
Reconocimiento de Campo e Imágenes de VolcanesReconocimiento de Campo e Imágenes de Volcanes
Volcán Socompa
Autobreccia en colada
Sistemas volcánicos
Ignimbritas
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
14
Caracterización - Porosidad - Efecto de la PresiónCaracterización - Porosidad - Efecto de la Presión
ACEx-1 Testigos Laterales Basamento
0
2
4
6
8
10
12
0 2 4 6 8 10 12
Phi STD (%)
Phi N
OB
P (%
)
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
15
Caracterización - Permeabilidad - Efecto de la PresiónCaracterización - Permeabilidad - Efecto de la Presión
ACEx-1 Testigos Laterales Basamento
0.00001
0.00010
0.00100
0.01000
0.10000
1.00000
0.00001 0.00010 0.00100 0.01000 0.10000 1.00000 10.00000
K STD (md)
K N
OB
P (m
d)
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
16
Fluidos del ReservorioFluidos del Reservorio
Valores Promedio
Densidad del Gas (aire=1) 0.7
Contenido de Metano 95 %
Gravedad del Condensado 55 °API
Salinidades del Agua 35 - 80 gr/lt (difíciles de muestrear)
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
17
Fluidos del Reservorio – Gas SecoFluidos del Reservorio – Gas Seco
80
85
90
95
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25
No. de Muestras
Met
ano
(%)
0
2
4
6
8Propan
o (%)
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
18
Caracterización de Reservorios Fracturados Caracterización de Reservorios Fracturados
Geological Analysis of Naturally Fractured Reservoirs – R.Nelson
IV
III
III
% d
e la
Per
mea
bilida
d Tot
al
Solo Fracturas
% de la Porosidad TotalSolo
Matriz
100% Phi m 100% Ph .f
100% K m
100% K f
Efecto decrecientede la matriz
Nuestro Caso
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
19
Ensayo de Presión – GU wellEnsayo de Presión – GU well
Reservorio Doble Porosidad
Límites una falla
Skin - 2
Pi 4433 psia
K.h 33 mdxm
Rectáng. con un lado abierto
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
20
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200
Alto de Fractura - Diseño (m)
Alt
o de
Fra
ctura
- E
fect
iva (
m)
B.Robinson et al.- Evaluating Fracture Stimulation – SPE49079
Alto de Fractura - Diseño vs. EfectivaAlto de Fractura - Diseño vs. Efectiva
Nuestro Caso
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
21
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800
Largo de Fractura - Diseño (pies)
Larg
o de
Fra
ctura
- E
fect
iva (
pie
s)
Fluid A
Fluid B
Fluid C
Fluid D
Fluid E
45 degree line
B.Robinson et al.- Evaluating Fracture Stimulation – SPE49079
Largo de Fractura - Diseño vs. EfectivaLargo de Fractura - Diseño vs. EfectivaNuestro Caso
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
22
Variación del Caudal y de la Presión de BocaVariación del Caudal y de la Presión de Boca
Fuerte Declinación Inicial del Caudal y de la Presión de Boca
Pasan a Media Presión en menos de un año
2003 04 05 06 07 080
75
150
225
300
375GU-1088
Tubbing Pressure ( Kg/cm2 )
Gas Test ( Mscm )
GU Well
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
23
Efectos de los Cierres y Cambios de PresiónEfectos de los Cierres y Cambios de Presión
Los cierres periódicos de los pozos y la posterior apertura por orificio libre, inducen aumentos significativos de la producción de agua
2000 01 02 03 04 05 06 07 080
75
150
225
300
375
0.0
7.5
15.0
22.5
30.0
37.5
Axis 1 NAC-2001 Tubbing Pressure ( Kg/cm2 )
Gas Test ( Mscm )
Axis 2 NAC-2001 Days Active ( days )
Water Production Rate (PD) ( m3/d )
AC Well
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
24
1,000
10,000
100,000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
EUR (BCF)
IP (
MC
FD
)
Indicador de Producción TempranoIndicador de Producción Temprano
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
25
Cálculo de Reservas de Tight GasCálculo de Reservas de Tight Gas
Análisis
Declinatorio
P99
P50P40P30P20
P10
P5
P2P1
P60P70P80
P90
P95
P98
Mean
0.1 1.0 10.0 100.0 1,000.0
Cum
ula
tive P
robabil
ity >
>>
Reservas (BCF)
Distribución
Volumétrica
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000
Cumulative Production (MMCF)
P/Z
(Ps
ia)
Balance de Materiales(restriccione
s)
Qg
, M
Mscfd
Curvas Tipo
Modelos Mat.
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
26
• En el Tight Gas no se pueden aplicar los mismos criterios que en los Reservorios Convencionales.
• Trabajar con nuevas correlaciones de la sísmica 3D.
• Caracterizar cada bloque, muestrear roca y fluidos, ajustar espaciamiento y tecnología a utilizar.
• El Pre-Cuyo es la Formación con mayor potencial en las áreas analizadas.
• En el Tight Gas no se pueden aplicar los mismos criterios que en los Reservorios Convencionales.
• Trabajar con nuevas correlaciones de la sísmica 3D.
• Caracterizar cada bloque, muestrear roca y fluidos, ajustar espaciamiento y tecnología a utilizar.
• El Pre-Cuyo es la Formación con mayor potencial en las áreas analizadas.
Lecciones AprendidasLecciones Aprendidas
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
27
• Perforaciones nearbalance con salmueras de KCl, polímeros PHPA y dirección vertical en las Formaciones de interés.
• Control Geológico, Sónico de Onda Completa, Imágenes y Testigos Rotados para detectar los sweet spots, en general a menos de 100 m del tope de la Formación.
• Fracturación a mayores caudales, con geles de alta viscosidad y bajo residuo.
• Evitar ahogar al pozo y ponerlo a producir de inmediato.
• Perforaciones nearbalance con salmueras de KCl, polímeros PHPA y dirección vertical en las Formaciones de interés.
• Control Geológico, Sónico de Onda Completa, Imágenes y Testigos Rotados para detectar los sweet spots, en general a menos de 100 m del tope de la Formación.
• Fracturación a mayores caudales, con geles de alta viscosidad y bajo residuo.
• Evitar ahogar al pozo y ponerlo a producir de inmediato.
Lecciones Aprendidas (cont.)Lecciones Aprendidas (cont.)
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
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Lecciones Aprendidas (cont.)Lecciones Aprendidas (cont.)
•Estimar reservas tempranas, a través de Indicadores de la Producción.
•Registrar caudales y presiones de boca para calcular reservas y detectar problemas en el pozo o en el reservorio.
•Cuando creemos conocer bien un área, comenzamos a perforar pozos malos y hay que replantearse todo de nuevo.
•El problema no reside en encontrar gas o no, sino en que el caudal sea comercial.
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
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Proyecto Exploratorio del Tight Gas - LitologíaProyecto Exploratorio del Tight Gas - Litología
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
3010km
Yacimientos de Gas
Areas Deep GasPozos > 2500m
ANTICLINAL CAMPAMENTO
AL NORTE DE LA DORSALAL NORTE DE LA DORSAL
Portezuelo
Al Norte De La Dorsal
ASD
Proyecto Exploratorio Tight Gas – Areas PotencialesProyecto Exploratorio Tight Gas – Areas Potenciales
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
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•Yacimientos 5
•Formaciones 4
•Pozos (#) 90
•Profundidad (mbbp) 2500 – 4000
•Porosidad (%) 4 – 11
•Permeabilidad (md) 0.001 – 0.1
•Reservas (MMm3) 5200
•Caudal Máx. de Gas (Mm3/d)2500
Resumen de los Proyectos Exploratorios a 3 añosResumen de los Proyectos Exploratorios a 3 años
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
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CONCLUSIONESCONCLUSIONES
•Los volúmenes de los depósitos de Tight Gas pueden ser muy grandes, en comparación con los de los reservorios convencionales.
•La exploración del Tight Gas involucra alta inversión y alto riesgo.
•La implementación de la Resolución 24/2008 del Gas Plus podría abrir oportunidades para su exploración.
•Debemos acceder a las nuevas tecnologías disponibles en otros países.
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
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CONCLUSIONES (cont.)CONCLUSIONES (cont.)
•Las Alianzas entre Cias. Operadoras, de Servicio y Universidades para desarrollar tecnología son exitosas en otros países y pueden serlo también en Argentina.
•Se requieren Recursos Humanos altamente especializados, que trabajen en equipos multidisciplinarios, para poner en producción y convertir en Reservas los Recursos del Tight Gas.
A R G E N T I N AA R G E N T I N A
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MUCHAS GRACIAS !MUCHAS GRACIAS !
Miguel LaviaMiguel Lavia
2ª Jornadas Técnicas Sobre2ª Jornadas Técnicas Sobre Acondicionamiento del Gas NaturalAcondicionamiento del Gas Natural