OPTIMIZACIÓN DEL PROCESO DE FRACTURAS

Presentación del tema: "OPTIMIZACIÓN DEL PROCESO DE FRACTURAS"— Transcripción de la presentación:

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

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

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

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

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

6 Casing: Exploratorios: 7” 32#/ft P110 Desarrollo: 5” 18#/ft N80
Completación Completación Pozos verticales Casing: Exploratorios: 7” 32#/ft P110 Desarrollo: ” 18#/ft N80 Tubing 3.5” #/ft P110 Zona de interés: 3100 – 3800 m

7 ESTRATEGIA DE PUNZADOS
El sistema de punzados es seleccionado por las restricciones en el Tubing. Cañón: 2” gr - 6 spf - 60° Por simulación, diámetro del agujero en casing de 5”: Diámetro promedio en Csg: 0.19” Diámetro mínimo en Csg: ” Sinterball 20/40

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

9 Por la presión de confinamiento se utiliza Sinterball 20/40.
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.

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

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

12 EVALUACIÓN DE LAS FRACTURAS
Se analizaron solo las fracturas en casing de 5”: No se observa contención en altura de las fracturas. 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. .

13 Evaluación de las Fracturas - Pnet

14 EVALUACIÓN DE LAS FRACTURAS
Reductor de Filtrado 100 Mesh . Proppant Slug

15 DATOS DE PRODUCCIÓN .

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

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

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

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

20 CONCLUSIONES 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. 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. 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. En condiciones “A” diseñar tratamientos con etapas hasta concentraciones de 12 PPA. Buscar un arenamiento sobre el final de la ultima concentración para asegurar buena conductividad en el NWB.