Transcript Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina Oportunidades de Exploración

ARGENTINA
Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina
Oportunidades de Exploración
Miguel Lavia
2ª Jornadas Técnicas Sobre
Acondicionamiento del Gas Natural
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.
IAPG - Ciudad de El Calafate - 30 de Septiembre al 3 de Octubre de 2008
Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina
ARGENTINA
AGENDA
•Introducción
•Descripción de los Reservorios
•Producción y Reservas
•Lecciones Aprendidas
•Oportunidades de Exploración
•Conclusiones
2
Matriz Energética
ARGENTINA
El Mundo
Argentina
Carbón
25%
Petróleo
38%
Carbón
1%
Nu clear
3%
Hidro
5%
Nu clear
6%
Otras
3%
Hidro
2%
Otras
11%
Petróleo
35%
Gas Natu ral:
21%
IEA – Energy Statistics – 2005
Gas Natu ral:
50%
Secretaría de Energía-El Informador E.-2007
3
Oferta y Demanda de Gas en Argentina
ARGENTINA
200
Demanda
MMm3/d
180
160
140
120
Oferta
100
80
2025
2023
2021
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
60
•Cambio de Escenario Exportador a Importador
•Costos de Importación del Gas
•Accesibilidad al Gas
Fuente – 2003 Secretaría de Energía - 2025 Proyección del FEDN - 2006
4
Producción de Gas en USA
ARGENTINA
OGJ Unconventional Gas Article # 1 Final – V. Kuuskaa-July 2007
5
Pronóstico de Gas No Convencional en USA
ARGENTINA
30%
9%
4%
OGJ Unconventional Gas Article # 6 Final – V. Kuuskaa et al.-July 2007
6
Ubicación de las Operaciones y del Tight Gas
ARGENTINA
Noroeste Basin
JAGUEL DE
BARA
JAGUEL DE LOS
NEUQUEN RIO NEGRO
MILICOS
A Cuyo Basin
MESETA BUENA
ESPERANZA
Buenos Aires
AGUADA
VILLANUEVA
AND
Neuquen Basin
DADIN
LN
A
BAJO
BAGUALES
C CURA
A
Apache
NEUQUEN DEL
MEDIO
AC
ASD
EFO
CUTRAL CO
C CURA
ASD
ASD
DOS HERMANAN
ASD
DO HERMANAS
ASD
0
10
20
30
40
50
Kilometers
ASD
Austral Basin
A
500 Km
7
Proyectos de Tight Gas en AC - AND - ASD
ARGENTINA
AND
ANTICLINAL
CAMPAMENTO
PORTEZUELO
8
C RETAC EO US Q UATER.
SER. STA G .
ARGENTINA
FIELD S
O ro ge n ic Te rtia ry
40 M y
80 M y
N e u q u e n G r.
IN TERSEN O N IAN
“F. PETROLÍFERA“
J URA SSIC
CUYO GROUP
MENDOZAGROUP
90 M y
R a y o s o G r.
C e n te n a r io F m . A g r io F m .
IN TRA APTIAN
L o m a M o n to s a F m .
IN TRAVALA N G IN IAN
Q u intu c o F m .
112 M y
126 M y
Va c a M u e rta F m .
To rd illo F m .
L o te na F m .
C h a lla c o F m .
IN TRAM ALM
144 M y
IN TRAC ALO VIAN
154 M y
INTRALIAS
208 My
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V
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V
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V
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+
+
+
+
+
+
+
+
+
215 My
V olc anic roc k s
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O c tógo no
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D E EP G A S P R O J E C T
Formaciones Profundas
Estratigráfica
St r a t ig ra p h i c C o lu mColumna
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+ + +
+ + + +
+ + + +
+ + + +
9
B a s a l C o n g lo m e ra te
o f th e “S e rie S u p r a tr ia s ic a ”
Producción de Gas de AC – PO - GU
ARGENTINA
1800
1600
Perforación del Tight Gas
1400
1000
800
600
400
200
2006
2002
1998
1994
1990
1986
1982
1978
1974
1970
1966
1962
1958
0
1954
Mm3/d
1200
10
Caracterización de los Reservorios
Nuestro Caso
1000
100
Permeabilidad (md)
ARGENTINA
Económicos
Sin Estimular
10
1
Tight Oil
0.1
Tight Gas
0.01
No
Económicos
0.001
0.0001
0.00001
0
5
10
15
20
25
30
Porosidad (%)
11
Perfil Combinado POa-1001
ARGENTINA
Tope Conglom.
2570 m MD
Flow x12mm
Qg: 228,148 m3/d
Pbd: 111 Kg/cm2
Tope Basam.
2595 m MD
Flow x14mm
Qg: 183,499 m3/d
Pbd: 65 Kg/cm2
12
Reconocimiento de Campo e Imágenes de Volcanes
Sistemas volcánicos
Autobreccia en colada
ARGENTINA
Volcán Socompa
Ignimbritas
13
Caracterización - Porosidad - Efecto de la Presión
ARGENTINA
ACEx-1 Testigos Laterales
Basamento
Phi NOBP (%)
12
10
8
6
4
2
0
0
2
4
6
8
10
12
Phi STD (%)
14
Caracterización - Permeabilidad - Efecto de la Presión
ARGENTINA
ACEx-1 Testigos Laterales
Basamento
K NOBP (md)
1.00000
0.10000
0.01000
0.00100
0.00010
0.00001
0.00001
0.00010
0.00100
0.01000
0.10000
1.00000
10.00000
K STD (md)
15
Fluidos del Reservorio
ARGENTINA
Valores Promedio
Densidad del Gas (aire=1)
0.7
Contenido de Metano
95 %
Gravedad del Condensado
55 °API
Salinidades del Agua
(difíciles de muestrear)
35 - 80 gr/lt
16
ARGENTINA
100
8
95
6
90
4
85
2
80
0
1
3
5
7
9
Propano (%)
Metano (%)
Fluidos del Reservorio – Gas Seco
11 13 15 17 19 21 23 25
No. de Muestras
17
Caracterización de Reservorios Fracturados
Nuestro Caso
ARGENTINA
Solo
Fracturas
% de la Permeabilidad Total
100% K f
II
I
III
Efecto decreciente
de la matriz
IV
100% K m
Solo
Matriz
100% Phi m
100% Ph .f
% de la Porosidad Total
Geological Analysis of Naturally Fractured Reservoirs – R.Nelson
18
Ensayo de Presión – GU well
ARGENTINA
Reservorio Doble
Porosidad
Límites
una falla
Skin
-2
Pi
4433 psia
K.h
33 mdxm
Rectáng. con un lado
abierto
19
Alto de Fractura - Diseño vs. Efectiva
ARGENTINA
Nuestro Caso
Alto de Fractura - Efectiva (m)
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Alto de Fractura - Diseño (m)
B.Robinson et al.- Evaluating Fracture Stimulation – SPE49079
20
Largo de Fractura - Diseño vs. Efectiva
ARGENTINA
Nuestro Caso
Largo de Fractura - Efectiva (pies)
1,800
Fluid A
1,600
Fluid B
Fluid C
1,400
Fluid D
Fluid E
1,200
45 degree line
1,000
800
600
400
200
0
0
200
400
600
800
1,000 1,200 1,400 1,600 1,800
Largo de Fractura - Diseño (pies)
B.Robinson et al.- Evaluating Fracture Stimulation – SPE49079
21
Variación del Caudal y de la Presión de Boca
375
ARGENTINA
GU Well
GU-1088
Tubbing Pressure ( Kg/cm2 )
Gas Test ( Mscm )
300
Fuerte
Declinación Inicial
del Caudal y de la
Presión de Boca
225
150
Pasan a Media
Presión en menos
de un año
75
0
2003
04
05
06
07
08
22
Efectos de los Cierres y Cambios de Presión
Axis 1 NAC-2001
Tubbing Pressure ( Kg/cm2 )
AC Well
Gas Test ( Mscm )
375
ARGENTINA
37.5
Axis 2 NAC-2001
Days Active ( days )
Water Production Rate (PD) ( m3/d )
300
30.0
225
22.5
150
15.0
75
7.5
0
2000
01
02
03
04
05
06
07
08
Los cierres
periódicos de los
pozos y la posterior
apertura por
orificio libre,
inducen aumentos
significativos de la
producción de
agua
0.0
23
Indicador de Producción Temprano
ARGENTINA
IP (MCFD)
100,000
10,000
1,000
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
EUR (BCF)
24
Cálculo de Reservas de Tight Gas
P1
P2
Análisis
Declinatorio
P5
P10
P20
P30
P40
P50
P60
P70
P80
Mean
Qg, MMscfd
Cumulative Probability >>>
Distribución
Volumétrica
ARGENTINA
P90
P95
Re se rva s (BCF)
0.1
1.0
10.0
100.0
P98
P99
1,000.0
6,000
Balance de
Materiales
(Psia)
5,000
4,000
(restricciones)
P/Z
3,000
Curvas Tipo
Modelos Mat.
2,000
1,000
Cumulative Production (MMCF)
0
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
25
Lecciones Aprendidas
ARGENTINA
• 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.
26
Lecciones Aprendidas (cont.)
ARGENTINA
• 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
27
inmediato.
Lecciones Aprendidas (cont.)
ARGENTINA
•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.
28
Proyecto Exploratorio del Tight Gas - Litología
ARGENTINA
29
Proyecto Exploratorio Tight Gas – Areas Potenciales
ARGENTINA
Al Norte De La Dorsal
AL NORTE DE LA DORSAL
AL NORTE DE LA DORSAL
Portezuelo
ANTICLINAL CAMPAMENTO
ASD
Yacimientos de Gas
Areas Deep Gas
Pozos > 2500m
10km
30
Resumen de los Proyectos Exploratorios a 3 años
ARGENTINA
•Yacimientos
5
•Formaciones
4
•Pozos (#)
90
•Profundidad (mbbp)
•Porosidad (%)
•Permeabilidad (md)
2500 – 4000
4 – 11
0.001 – 0.1
•Reservas (MMm3)
5200
•Caudal Máx. de Gas (Mm3/d)
2500
31
CONCLUSIONES
ARGENTINA
•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.
32
CONCLUSIONES (cont.)
ARGENTINA
•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.
33
ARGENTINA
MUCHAS GRACIAS !
Miguel Lavia
2ª Jornadas Técnicas Sobre
Acondicionamiento del Gas Natural
34