Iapg jornadas shale neuquén vm completion in existing wells- 2013 neuquén

Completacion en Vaca Muerta
en pozos existentes
Juan Carlos Bonapace
Technology Manager-Neuquén District
Unconventional Tech Team
June 26, 2013
Neuquén

2© 2013 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.
Temario
• Flujo de Trabajo
• Introducción
• Caso – Pozo #1
• Caso – Pozo #2
• Conclusiones – Próximos pasos

Flujo de Trabajo
Información
Registros OH
Ensayos
• XRD
• Pirolisis
• Triaxiales
Modelo Petrofísico
• Interpretación
• Información
Completación
• Zonas interes
• Tipo completación
• Punzados
• Diseño Fractura
Evaluación
• Completacion
• Estimulaciones
Monitoreo
Simulación Producción Modelo Reservorio
• Modelo Petrofísico
• Evaluacion-monitore
Match de Producción
Shale Resource Workflow

Objetivo: Estimular Vaca Muerta en pozo existentes
 Ubicación Área de trabajo – Sector Sur (centro) de la cuenca (Oil window)
 Pozos existentes
• Objetivo-producir niveles por debajo de Vaca Muerta
 Pozos NO construidos para desarrollar Vaca Muerta
• Cañerías: Tipo, diámetro y libraje
• Cementación: Aislación en Vaca Muerta, condición actual cemento
• Punzados pre-existentes
• Registros a pozo abierto: incompletos, falta de registros
• Muestras: cutting, coronas escasos o inexistentes
Introducción
115 m
975 m
3180 m
TORDILLO
LAJAS
MOLLES
Csg 13 3/8" , 48.0lb/ft - H40
Csg 9 5/8" , 36lb/ft - K55
Csg 7" , 26.0lb/ft - N80
QUINTUCO
VACA MUERTA

 Evaluación del Reservorio en Vaca Muerta
– TOC, madurez, espesor, superficie, presión de reservorio, tipo de petróleo
 Evaluación de pozos existentes
– > 35 pozos en el área
– 22 pozos para intervenir
– 11 pozos candidatos – (aislación de cemento en Vaca Muerta)
 Pozos Candidatos – geometría de pozo
– Csg 7” – N80, 26lb/ft (7,250 psi)
– Csg 5 ½” – N80, 17lb/ft (7,740 psi)
– Csg 7” – K55, 23lb/ft x Csg 5” – N80, 18lb/ft (10,400 psi)
Análisis Preliminar Operadora

Pozo #1

Objetivos:
 Documentar la presencia y producción de hidrocarburo en Vaca Muerta
 Corroborar la viabilidad de completar Vaca Muerta para pozos de esta naturaleza
(pozos no construidos para estimular VM)
Información disponible:
 Perfiles a pozo abierto
– GR, SP, Resistividad, Neutrón, Densidad, Sónico
 Muestra de Cutting
Información Base

Evaluación Pozo referencia
Pozo Referencia Pozo #1Pozo Testigo
** Yacimiento “vecino”
• Perfiles completos
• Coronas
• XRD
• Pirolisis
• TOC
• Triaxiales
Área de Trabajo
2250 m al SSE
9500 m al NNE

Interpretación Perfil
Zona #1 Zona #2 Zona #3
Espesor m 30 35 35
TOC % 4.0 2.7 3.2
Porosidad Efec % 5.2 2.4 1.5
Fragilidad 64 65 72
psi 6949 6924 6630
psi/ft 0.82 0.83 0.81
VARIABLES
Stress Minimo
Registros Prop Mecánicas Reservorio Vclay
Vaca Muerta:
 Tope-Base: 2600 – 2440 m
 Espesor: 160m

Laboratorio
SE-NW
Tiempo (min) 1 5 10 15 20 30
72 °F 84 94 94 96 96
126 °F 102 102 102 102 102
72 °F 84 94 94 94 94
126 °F 96 102 102 102 102
72 °F 78 78 88 88 92
126 °F 96 102 102 102 102
Surfactante No Ionico ( 1.0 gpt)
Agua + Reductor Friccion % de separación
Gel Lineal % de separación
Gel Activado sin viscosidad % de separación
Sensibilidad al agua (CST):
 Test con cutting del pozo #1
 Se utilizo 1.4 gpt inhibidor liquido (sal cuaternaria
de amonio)
 Se obtuvieron valores en el mismo orden que el
pozo de referencia
Test Emulsión:
 No se conto con muestra de petróleo
 Se utilizo el mismo tipo de surfactante y
dosificación que fue utilizado en el pozo de
referencia
 Resultado de ensayos con 3 tipos de fluido de
fractura diferentes y 2 rangos de temperatura

Zonas Seleccionadas:
 Se identificaron 3 zonas potenciales según estas premisas:
– Potencial Reservorio (material orgánico – porosidad – TOC)
– Valores bajos de VClay
– Mayor fragilidad – focalizar inicio estimulaciones
– Zonas igual valor de esfuerzos mínimos (Stress)
– Barreras, zonas de contrastes (ductiles)
– Espesores a estimular (60 a 90 m)
Punzados:
 3 spft – fase 120° - diámetro del orificio (0.35” a 0.40”).
 Relación > 2.0 bpm/orificio - divergencia entre cluster
Metodología de Completacion:
 Perf & Sand Plug
 Tubería: 4 ½” P-110, 13.5lb/ft (11,000 psi)
 Aislación: Tapón 7” - Packer 4 ½” en 7”
Revisión:
 Cementación - buen cemento en VM
 P° Trabajo – simulación para diversos caudales
– GrFrac 1.0 psi/ft (2000 psi fricción excedente – 4000 psi @ 45bpm)
Análisis de la Completacion
107 m
949 m
Tbg 4 1/2" , 13.5lb/ft - P110
Quintuco 2440 m
Packer
Vaca Muerta
2600 m
Tapón
Tordillo
Csg 13 3/8" , 48.0lb/ft - H40
Csg 9 5/8" , 36lb/ft - K55
Csg 7" , 26.0lb/ft - N80
Caudal (bpm) 35 40 45 50 55 60 65
P° Trabajo (psi) 6,529 7,024 7,577 8,189 8,824 9,548 10,328

Tipo de Estimulación:
 Tipo de Fractura Hibrida
– Fluido: Slickwater (50%) – Borate Fluid-XL (50%)
– Agente sósten:
• cerámico de alta resistencia (Intermediate Strenght proppant )
• Mallas: 50/150 (10%) – 40/80 (30%) – 30/60 (40%) – 20/40 (20%)
• Max Prop Conc: 4ppg
– Cabecera Acido - HCL 15% 3,000 gal
– Surfactante: No Ionico , según pozo de referencia
– Inhibidor de arcillas: según ensayos en cutting (CST)
VOL Fluid
Fluid Description Type Mesh gal ppg sks
Acid Acid 3,000 0.00 0
Slickwater Pad 65,000 0.00 0
Slickwater PROP Sinterlite 50/120 13,000 0.25 33
Slickwater Sweep 10,000
Slickwater Sweep 10,000
Xl fluid Sweep 10,000
Xl fluid PROP Sinterlite 40/80 20,000 0.80 160
Flush Flush 5,000
Type Proppant Proppant

Desarrollo de la Completacion
Programa Inicial:
 La empresa Operadora decidió estimular únicamente 2 zonas (zonas #1 y #3).
 Se acordó realizar un solo DFIT en la zona #1 - (suficiente tiempo de registro)
 La Operadora decidió poner en producción la zona #1 luego de estimularla (por 60 días).
– Se llevo a cabo un test de presión con 2 cierres.
 En función de los resultados obtenidos, se decidió adicionar la zona#2 en la completacion del pozo
Programa Final:
Zona Espesor Caudal Fluido Agente Sosten P° Trabajo Camara-Tapon
m m bpm m3 sks psi m
2465.0 2475.5 2473.7
2500.0 2498.0 2497.0
18
2510.0 2517.0 2516.0
2526.0 2525.0
2545.0 2541.0 2540.0
27
2560.0 2568.5 2567.7
2575.0 2574.0
2590.0 2585.0 2584.0
45 1434 3790 7380
45 1230 3248 7500
m
1,434 3,79045 7,250
35
30
Punzados
35

Análisis DFIT
SE-NW
DFIT
5/28/2012
00:52 00:54 00:56 00:58 01:00 01:02 01:04
5/28/2012
01:06
Time (hrs)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
A
Presion(psi)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
B
Caudal(bpm)
(ISIP = 4452)
Wellhead Pressure (psi) Slurry Rate (bpm)A B
M
Customer: Job Date: Ticket #:
Well Desc: UWI:
Análisis Función -G
Datos del Bombeo
Caudal prom bpm 7.0
bbl 28.5
m3 4.5
hrs 264
dias 11
P° Rotura psi 5357
P° Maxima psi 5972
P° Promedio psi 5677
ISIP psi 4452
Gr Frac psi/ft 0.96
Tiempo Registro
Volumen Inyectado
Observaciones:
 Registro con Sensor de superficie (memory)
 Tipo mecanismo: Tendencia a HR o TS
 Tiempo de cierre > 130 G-time
 Presión de Cierre < 7,767 psi (< 0.92 psi/ft).
 Permeabilidad del orden de e-5 (nanodarcy)
 Necesidad de mayor tiempo de registro para evaluar
Presión de Capa

Análisis DFIT
Análisis Función -GAnálisis Función -G
Pozo Referencia Pozo #1
Observaciones:
 Similar respuesta a la observada en el pozo de
referencia
 Pozo referencia corresponde a otra Operadora (vecino)
Pozo Referencia Pozo #1
Caudal prom bpm 5.0 7.0
bbl 13 28.5
m3 2.1 4.5
hrs 264 216
dias 11 9
Gr Frac psi/ft 1.02 0.96
Tiempo Cierre G-Time > 197 > 130
Presion de Cierre psi < 9076 < 7767
Volumen Inyectado
Tiempo Registro
VARIABLES

Fractura Hidraúlica
Shale Oil
6/27/2012
00:00 00:30 01:00 01:30 02:00
6/27/2012
02:30
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
A
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
B
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
C
Treating Pressure (psig) Slurry Rate (bpm)
Slurry Proppant Conc (lb/gal) BH Proppant Conc (lb/gal)
A B
C C
INSITE for Stimulation v4.2.0
20-Jun-13 19:10
F#1
Shale Oil
9/13/2012
11:30 12:00 12:30 13:00 13:30 14:00 14:30
9/13/2012
15:00
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
A
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
B
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
C
A B
C C
20-Jun-13 19:19
F#2
Shale Oil
9/18/2012
16:30 17:00 17:30 18:00 18:30 19:00
9/18/2012
19:30
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
A
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
B
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
C
A B
C C
20-Jun-13 19:23
F#3
F#1 F#2 F#3
P° Promedio psi 8400 6650 8300
Cuadal promedio bpm 45.0 41.5 39.7
ISIP psi 4610 4370 4634
Gr Frac psi/ft 0.98 0.96 1.00
Friccion Exedente psi 2560psi @ 45bpm 2160psi@ 41.5bpm 1850psi @ 39.7bpm
Acido psi 356 psi 1198 psi 713 psi
P° Maxima psi 8460 8130 9000
ISIP psi 4791 4541 4961
Gr Frac psi/ft 1.00 0.98 1.04
Fluido m3 1277 1479 1462
Agente Sosten sks 3280 3795 3800
Max Concentracion ppg 4.0 4.0 4.0
VARIABLES
Mfrac-SDRTFractura
Tiempos :
 DFIT 28 Mayo
 Fractura#1 27 Junio
 Fractura#2 13 Septiembre
 Fractura#3 18 Septiembre
Resumen:
 Espesor total tratado: 100 m
 Volumen Fluido Inyectado: 4,220 m3
 Total sks en Formación: 10,875 sks
 Concentración promedio: 0.98 lb/gal

Ensayo de Presión
Ensayo Post-Fractura #1:
 Se llevaron a cabo 2 cierres
 Típica respuesta fractura conductiva infinita en
reservorio heterogéneo de muy baja
transmisividad
Cierre #1
Cierre #2

36% Fluido
37% Fluido
27% Fluido
PLT
Resultado PLT
Punzado con producción

Resultado Producción
F#1
F#1 + F#2 + F#3
2 fase
Completacion

Pozo #2

Objetivos:
 Incrementar producción de los niveles estimulados en Vaca Muerta
Información disponible:
 Perfiles a pozo abierto
– Únicamente SP y Resistividad
**Insuficiente información para realizar una correcta interpretación de VM
Información Base

Técnica: Registro pozo entubado – Red Neuronal
 Pozo Entrenamiento
• Conjunto de registros completos (GR, SP, Resistividad, Neutrón, Densidad, Sónico)
• Registro a pozo entubado - Neutrón pulsante y Spectral GR
• Entrenamiento – Red Neuronal
 Pozo #2
• Conjunto de registros incompletos (SP y Resistividad)
• Registro a pozo entubado - Neutrón pulsante y Spectral GR
• Obtención de curvas sintéticas
Interpretación Registros

Pozo Entrenamiento
Interpretación con Registros existentes
GR
SP
Resistividad
Neutrón
Densidad
Sónico
Entrenamiento con
Registros entubado
RHOB PHIN
RHOB_CH PHIN_CH
Interpretación con Registros entubado
SGR
SP
Resistividad
Sónico
+
Neutrón pulsante
SGR

Pozo #2
SP
Resistividad
Neutrón pulsante
SGR
Interpretación a partir de Registro pozo
entubado + Red Neuronal (sintéticos)
Interpretación con Registros existentes
Neutrón Pulsante Entrenado
Gama Ray Espectral
• Determinación de DTC,DTS PR y YMS a partir triple combo

Pozo #2
Registros Prop Mecánicas Reservorio Vclay
Zona #1 Zona #2 Zona #3
Espesor m 60 49 41
TOC % 3.5 3.6 0.0
Porosidad Efec % 5.5 2.3 3.3
Fragilidad 44 43 42
psi 7042 7045 6806
psi/ft 0.89 0.91 0.90
VARIABLES
Stress Minimo
Vaca Muerta:
 Tope-Base: 2445 – 2280 m
 Espesor: 165m

Comparativa Pozo #1 y Pozo #2
Pozo #1 Pozo #2 Pozo Entrenamiento
Espesor a estimular: 100m Espesor a estimular: 150m
800 m al SSE2750 m al NNW

Laboratorio
SE-NW
Test Oil - Emulsión:
 Muestra de petróleo del pozo #1
 Determinación de viscosidad, 36.5 °API
 Se ensayo con 2 tipos de fluido de fractura
Tiempo (min) 1 5 10 15 20 30
180 °F 102 104 104 104 104 104
180 °F 40 100 102 104 104 104
Surfactante No Ionico ( 1.5 gpt)
Agua + Reductor Friccion % de separación
Gel Activado sin viscosidad % de separación

Zonas Seleccionadas:
 Se identificaron 3 zonas potenciales según estas premisas:
– Potencial Reservorio (material orgánico – porosidad – TOC)
– Valores bajos de VClay
– Mayor fragilidad – focalizar inicio estimulaciones
– Zonas igual valor de esfuerzos mínimos (Stress)
– Barreras, zonas de contrastes (dúctiles)
– Espesores a estimular (60 a 90 m)
Punzados:
 6 spft – fase 60° - diámetro del orificio (0.35” a 0.40”).
 Relación > 2.0 bpm/orificio - divergencia entre cluster
Metodologia de Completacion:
 Perf & Sand Plug
 Tubería: 4 ½” P-110, 13.5lb/ft (11,000 psi)
 Aislación: Tapón 7” - Packer 4 ½” en 7”
Revisión:
 Cementación
– buen cemento zona#1
– Regular en algunas partes zona #2 y #3
72 m
937 m
Tbg 4 1/2" , 13.5lb/ft - P110
Quintuco 2280 m
Packer
Vaca Muerta
2445 m
Tapón
Tordillo
Csg 13 3/8" , 48.0lb/ft - H40
Csg 9 5/8" , 36lb/ft - K55
Csg 7" , 26.0lb/ft - N80

Tipo de Estimulación:
 Tipo de Fractura Hibrida Conductiva
– Fluido: Slickwater (50%) – Borate Fluid-XL (50%)
• Menor volumen de fluido
– Agente sósten:
• cerámico de alta resistencia (Intermediate Strenght proppant )
• Mallas: 30/60 (20%) – 20/40 (80%)
• Max Prop Conc: 6ppg
– Cabecera Acido - HCL 15% 3,000 gal
– Surfactante: No Ionico , según ensayos con petróleo pozo#1
– Inhibidor de arcillas: según ensayos del pozo#1
VOL Fluid
FLUIDO DESCRIPCION gal Type Mesh Conc sks
Slickwater Spacer 0
Acid Acid 3000 0
Slickwater Spacer 2000 0
Slickwater PAD 50000 0
Slickwater PropStage 15000 Sinterlite 30/60 0.50 75
Xl fluid PropStage 12000 Sinterlite 20/40 2.00 240
Slickwater Flush 5,430
PROPPANT

Desarrollo de la Completacion
Programa Intervención:
 La empresa Operadora decidió estimular las 3 zonas propuestas.
– De decidió no realizar DFIT en ninguna de las zonas
– Previo a cada fractura se realizaría un bombeo de calibración (Minifrac-SDRT)
– La totalidad de las operaciones se realizarían en forma continua
Zona Espesor Caudal Fluido Agente Sosten P° Trabajo Camara-Tapon
m m bpm m3 sks psi m
2281.0 2310.2 2309.0
2322.0 2318.6 2317.4
12
2326.0 2331.6 2331.0
2341.6 2341.0
2354.6 2354.0
2375.0 2369.6 2369.0
16
2380.0 2386.6 2386.0
2400.6 2400.0
2413.6 2413.0
2423.6 2423.0
2440.0 2434.0 2433.4
1,100 4,900 7,500
m
55 1,05049 4,820 6,800
4,030 6,55041 50 950
Punzados
60 67

Fractura Hidraúlica
Shale Oil
4/25/2013
17:40 18:00 18:20 18:40 19:00 19:20
4/25/2013
19:40
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
A
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
B
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
C
A B
C C
20-Jun-13 20:58
F#1
Shale Oil
4/27/2013
12:20 12:40 13:00 13:20 13:40 14:00 14:20 14:40 15:00
4/27/2013
15:20
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
A
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
B
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
C
A B
C C
20-Jun-13 20:55
F#2
Shale Oil
4/28/2013
19:00 19:20 19:40 20:00 20:20 20:40 21:00 21:20
4/28/2013
21:40
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
A
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
B
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
C
A B
C C
20-Jun-13 20:53
F#3
F#1 F#2 F#3
ISIP psi 4195 4355 5000
Gr Frac psi/ft 0.96 1.00 1.09
Friccion Exedente psi 1130psi @ 40.5bpm 1918psi @ 28.1bpm 2250psi @ 28.0bpm
Acido psi 120 psi 135 psi 606 psi
P° Maxima psi 9100 8200 9010
ISIP psi 5502 4634 4497
Gr Frac psi/ft 1.13 1.03 1.03
Fluido m3 1000 1000 893
Agente Sosten sks 4536 5298 4530
Max Concentracion ppg 4.6 5.0 6.0
VARIABLES
Mfrac-SDRTFractura
Tiempos :
 Fractura#1 25 Abril
Resumen:
 Espesor total tratado: 150 m
 Volumen Fluido Inyectado: 2,893 m3
 Total sks en Formación: 14,365 sks
 Concentración promedio: 1.88 lb/gal

Microsismica
Vista en Planta
 2 pozos monitores
 3 etapas Fractura Fractura #1
Fractura #2
Fractura #3

Microsismica
Mon#2 -Este
Mon#2 -Este
Mon#2 -Este
Mon#1 -Norte
Mon#1 -Norte
Mon#1 -Norte
Fractura #1
Fractura #2
Fractura #3

Resultado Producción
 PLT -pendiente de realización
 Se requiere mayor tiempo de registro de producción para evaluar resultados
F#1 + F#2 + F#3

Conclusiones y Próximos Pasos
 Conclusiones:
• Pozo #1:
– Se alcanzaron los objetivos, se documento producción de hidrocarburo de
Vaca Muerta como así también la metodología de completacion fue realizada
satisfactoriamente.
• Pozo #2:
– Pendiente de evaluación – (mayor tiempo en producción)
– Metodología Interpretación de perfiles - Modificación en diseños de Fractura
 Próximos Pasos:
• Mayor entendimiento del reservorio
• Evaluar aplicación de otra metodología de completacion
• Evaluar aplicación de otras técnicas de evaluación
• Evaluar cambios en los tratamiento de fractura

Muchas gracias……..

Iapg jornadas shale neuquén vm completion in existing wells- 2013 neuquén

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (19)

Destacado

Destacado (19)

Similar a Iapg jornadas shale neuquén vm completion in existing wells- 2013 neuquén

Similar a Iapg jornadas shale neuquén vm completion in existing wells- 2013 neuquén (20)

Más de Juan Carlos Bonapace

Más de Juan Carlos Bonapace (20)

Último

Último (20)

Iapg jornadas shale neuquén vm completion in existing wells- 2013 neuquén