OPTIMIZACIN DEL PROCESO DE FRACTURAS EN UN RESERVORIO

OPTIMIZACIÓN DEL PROCESO DE FRACTURAS EN UN RESERVORIO NO CONVENCIONAL VOLCANO CLÁSTICO E. d’Huteau; R. Ceccarelli, Repsol YPF; F. Cafardi, Schlumberger Pág. 1

ÍNDICE Ø Ubicación geográfica Ø Conceptos originales Ø Completación Ø Estrategia de Punzados Ø Agente de sostén Ø Análisis de minifracs Ø Evaluación de las fracturas Ø Datos de producción Ø Consideraciones sobre perfiles de imágenes Ø Conclusiones Pág. 2

UBICACIÓN GEOGRÁFICA CHIHUI DO P. HERNA NDEZ Bandurria Cruz de Lorena La Calera Loma Campana LOMA LA LATA Coirón Amargo Sierras Blancas Lago Los Barreales Fortín de Piedra Mata Mora Lago Mari Menuco Barrosa – Toledo (Cupen Mahuida) Meseta Buena Esperanza Loma La Lata – Sierra Barrosa Aguada Baguales 20 Km Lindero Atravesado Los Bastos Agua del Cajón Pág. 3

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA Profundidad en el área de Cupén Mahuida: 3100 a 3800 mbbp Brisson y Veiga, 1999 Pág. 4

DISEÑOS y CONSIDERACIONES ORIGINALES Ø Roca de origen volcánico con zonas alteradas que actúan como reservorio. Ø Profundidad 3100 a 3800 m TVD. Ø Porosidad de 8 a 15%, baja permeabilidad de matriz. Ø Por perfil el reservorio es “similar” a un clástico. Ø Generalmente se encuentra sobre presionado. Pág. 5

Completación n Pozos verticales n Casing: P 110 Exploratorios: 7” 32#/ft Desarrollo: 5” 18#/ft N 80 n Tubing 3. 5” 9. 3 #/ft P 110 n Zona de interés: 3100 – 3800 m Pág. 6

ESTRATEGIA DE PUNZADOS Estrategia de punzado n El sistema de punzados es seleccionado por las restricciones en el Tubing. n Cañón: 2” - 6. 5 gr - 6 spf - 60° n Por simulación, diámetro del agujero en casing de 5”: n Diámetro promedio en Csg: 0. 19” n Diámetro mínimo en Csg: Sinterball 20/40 0. 15” Pág. 7

ESTRATEGIA DE PUNZADOS Para casing de 7” es necesario modificar la estrategia de punzado o cambiar el agente de sostén. Casing 5” Slug 1 PPA TCP y 30/50 Casing 7” Pág. 8

AGENTE DE SOSTÉN • • • Por la presión de confinamiento se utiliza Sinterball 20/40. Las cantidades bombeadas (no diseño) varían de 500 a 2000 bolsas/frac. Debido a la falta de barreras hay un fuerte crecimiento fuera de la zona de interés. Entonces el espesor neto no es el factor dominante para el cálculo del agente de sostén. Se diseñó 1500 a 2000 bolsas por capas. Pág. 9

ANÁLISIS DE MINIFRAC Ø 70% de los minifracs muestran un evidente comportamiento de “pressure dependent leak-off” (PDL). Ø Pfo ~200 psi > Pc (shmin) Pfo Pc Pág. 10

ANÁLISIS DE MINIFRAC Ø 70% de los minifracs muestran un evidente comportamiento de “pressure dependent leak-off” (PDL). Ø Pfo ~200 psi > Pc (shmin) Ø Se observa este comportamiento aún en zonas donde no se detectan fracturas en perfil de imágenes. Ø Se observa también el efecto de “height recession” Pág. 11

EVALUACIÓN DE LAS FRACTURAS Se analizaron solo las fracturas en casing de 5”: Ø No se observa contención en altura de las fracturas. • Ø Coincide con la interpretación de mecánica de roca. Screen Out: 40% de las operaciones No hay TSO • La presión neta es afectada por los cambios de concentración => restricciones cerca del pozo. • Los screen out pueden ser relacionados con la calidad del reservorio. • Pág. 12

Evaluación de las Fracturas - Pnet Pág. 13

DATOS DE PRODUCCIÓN Pág. 15

Identificación de dif. tipos de reservorio Brechas tobáceas / Flujo piroclástico grueso Condiciones de Reservorio A Pág. 16

Identificación de dif. tipos de reservorio Brechas tobáceas / Flujo piroclástico grueso Condiciones de Reservorio B. Pág. 17

Identificación de dif. tipos de reservorio Colada fracturada Coladas Brechas Coladas 30 m Tobas y brechas Flujos piroclásticos Condiciones de Reservorio C. Pág. 18

CONCLUSIONES DE OTROS ESTUDIOS Ø Las mejores producciones se relacionan con zonas con buena porosidad de matriz y con presencia de fracturas, comprobadas por las interpretaciones de imagen y datos de ingeniería. (A) Ø Los pozos estériles o de baja productividad se relacionan con baja porosidad y permeabilidad de matriz, aunque presenten niveles fracturados. (C) Ø Los niveles con producciones intermedias se relacionan con buena porosidad y permeabilidad de matriz y sin participación de fracturas. (B) Ø Los depósitos piroclásticos son los mejores reservorios primarios, las coladas volcánicas pueden constituir buenos reservorios si están fracturados. Pág. 19

CONCLUSIONES Ø A la interpretación normal de perfiles, se debe adicionar la interpretación de perfiles de imágenes y sónico dipolar para la cuantificación de fisuras y para definir los intervalos productivos. Ø Hacer un test de inyectividad para determinar el comportamiento PDL: Mini-fall off cuando es posible, minifrac siempre. Bombear agente de sostén de malla 100, u aditivos con funciones equivalentes, durante el colchón para reducir el efecto de las fracturas naturales. Ø En condiciones “B” y “C” diseñar tratamientos con etapas largas a concentraciones de 6 a 8 PPA. Terminar con una corta etapa a 10 PPA. Ø En condiciones “A” diseñar tratamientos con etapas hasta concentraciones de 12 PPA. Ø Buscar un arenamiento sobre el final de la ultima concentración para asegurar buena conductividad en el NWB. Ø Pág. 20