YACIMIENTO BORDE COLORADO ESTE LA REVITALIZACIÓN DE UN CAMPO CON ALTO GRADO DE EXPLOTACIÓN PIONEER NATURAL RESOURCES, ARGENTINA

BCE – ESTUDIO DE OPTIMIZACIÓN DESARROLLO DEL TRABAJO : DESCRIPCIÓN GENERAL DEL YACIMIENTO ESTUDIOS REALIZADOS OPORTUNIDADES DE MEJORA DETECTADAS: OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓN, PERFORACIÓN INFILL, ETC. RESULTADOS A LA FECHA

Mapa de Ubicacion BCE Field PIONEER AREAS DEL NORTE AREAS DEL SUR MBE AV PZ NdM AND CL Dadïn LP ASD AQ-DSM AC DH CV MBE BE LPd BCE BCE Field

Borde Colorado Field Top Reservoir Time Structure Map

Borde Colorado – Linea Sismica NW BC-1009 BCE-1027 BC.e-1002 SE

BCE HISTORIA de PRODUCCIÓN

INFORMACIÓN BÁSICA (PUNTOS DESTACABLES) BORDE COLORADO ESTE INFORMACIÓN BÁSICA (PUNTOS DESTACABLES) Geología N° de capas productivas (QDS + Cuyo) (#) 10 (2 + 8) Profundidades, rango (mbnt) 707 - 887 Presión estática, rango (psi) 770 - 940 Temperatura, rango (°F / °C) 103 - 116 / 39 - 47 Porosidad, QDS / Cuyo, rango (%) 8 – 14 / 9 - 20 Espesor neto de cada reservorio, rango (m) 2 - 18 Petróleo Densidad (gr/cm - °API) 0,8919 - 27,2 Viscosidad, @ Pb & Tr (cp) 53,9 Presión de burbuja (Pb) (psia) 329,9 Factor volumétrico de formación (Boi) (-) 1,0214 Relación gas-petróleo (RGP), @ Pb & Tr (scfg/stbo) 32,2

BCE SITUACIÓN PRESENTE INFORMACIÓN de PRODUCCIÓN HASTA FEBRERO 2005 Wells Numero de pozos productivos : 29 Numero de pozos inyectores : 4 Numero de pozos sumidero : 1 Equipamiento de Extracción PCPs : 18 Bombeo Mecánico : 10 ESP : 1 Oleoductos & Sistema de Despacho Batería : 1 Canería de Petróleo 22 km y 6” : 1

BCE – OBJETIVOS DEL ESTUDIO MAXIMIZACIÓN de la PRODUCCIÓN de PETRÓLEO BASADO EN : ESTUDIO GEOLÓGICO EMPUJE NATURAL de AGUA HISTORIA de PRODUCCIÓN PRECIOS de PETRÓLEO ACTUALES RECUPERACIÓN SECUNDARIA TÉCNOLOGIA

BORDE COLORADO ESTE ARENA NETA BCE QDS

Bajo Quebrada del Sapo

BCE-1.2 Espesor Neto

BORDE COLORADO ESTE Mapa Estructural BCE 2.1

BORDE COLORADO ESTE ARENA NETA BCE 2.1

BCE-3.2

Capa BCE 7.1, Mapa de Espesor Neto

BORDE COLORADO ESTE MAPA PALEOGEOGRAFICO BCE 1.2 2,504,000 MTR BC-5 BC-6 BC-7 BC-20 BC-23 BC-24 BC-1003 BC.a-1006 BC.a-1007 BC-1008 BC-1009 BCE.x-1001 BCE.e-1002 BCE-1003 BCE-1004 BCE-1006 BCE-1007 BCE-1008 BCE-1009 BCE-1010 BCE-1011 BCE-1012 BCE-1014 BCE-1015 BCE-1016 BCE-1017 BCE-1018 BCE-1019 BCE-1020/I BCE-1022 BCE-1023 BCE-1025 5,663,000 MTR 5,664,000 MTR 355 Mtr/In PETRA 5/11/2004 4:07:31 PM BCE-1005 BCE-1021 BCE-1024 Grava gruesa Grava media Grava medio-fina Grava fina/arena Arena guijarrosa Arena y pelita lóbulo de grava 1 lóbulo de grava 2 finos de interlóbulo

ANALOGO Grava gruesa Grava media Grava medio-fina Grava fina/arena Arena guijarrosa Arena y pelita lóbulo de grava 1 lóbulo de grava 2 finos de interlóbulo

Bajada Aluvional – Análogo BCE

Distribución del POIS entre los reservorios productores

Promedios de Porosidad y Saturación

Reservas por Capa

Corte Estratigráfico

Direcciones Preferenciales de Depositación

Mapa de Temperaturas de Boca de Pozo año 2002

DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES HIDRÁULICAS BORDE COLORADO ESTE DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES HIDRÁULICAS Agua = 1,062 [g/cm3] Petróleo = 0 ,887 [g/cm3] 3-1 2-1 1-2 BQDS 7-1 3-2 70 90 110 130 150 170 190 210 230 250 750 800 850 900 950 1000 P [psi] h [mbnm] BCE.x-1001 BCE-1002 Grad. agua CAP1 = 137 mbnm CAP2 = 146 mbnm CAP4 = 232 mbnm BCE-1017 BCE-1015 7.1 7.2 P (psi) h (mbnm) Los “contactos agua-petróleo” fueron identificados por: interpretación de presiones estáticas originales (RFT). interpretación de perfiles (gradientes de Rt). resultados de pistoneos originales. verificación de contactos verticales entre capas vecinas, por perfiles.

Composición de la unidades hidráulicas y sus CAP

RELACIÓN AGUA-PETRÓLEO Vs. PRODUCCIÓN ACUMULADA BORDE COLORADO ESTE RELACIÓN AGUA-PETRÓLEO Vs. PRODUCCIÓN ACUMULADA 4 8 12 16 50 100 150 Np (Mm 3 RAP Np (Mm3p) RAP erráticamente distribuídos por diferencias petrofísicas, estructurales y cierre de capas. Todos los pozos con más de 60 Mm3p acumulados tienen baja RAP. La mayoría de los pozos con baja producción acumulada tienen alta RAP.

Caudal Petróleo vs Caudal Fluido Total

Analogos de Recuperación Secundaria Oil 40°API Dissolved Gas 65% Actual Oil Prod. from WF Total Oil Cum.: 833 Mm3 WF Oil Cum: 262 Mm3 (32%) AGUADA BAGUALES Pluspetrol CERRO BANDERA REPSOL YPF EL PORVENIR Pluspetrol Oil 23°API Nat. Water Influx 50% Oil Actual Prod. from WF Total Oil Cum: 1891 Mm3 WF Oil Cum: 240 Mm3 (13%)

BORDE COLORADO ESTE INTERVENCIONES REGISTRADAS EN POZOS INYECTORES Capas 1002 1020 Perfil Válvulas XII/97 VI/97 IV/02 IX/03 Qs 68 % 16 % 33 % Cegada 0 % BQs 8 % 1-2 No punz. 2-1 30 % 3 26 % 42 % 3-1 100 % 3-2 47 % 15 % 3-3 3 % 2 % 43 % 57 % 7-1 7-2 No punz La información disponible de recuperación secundaria es insuficiente para su adecuada evaluación. BCE-1020: prácticamente funciona como “sumidero”. Con el transcurso del tiempo: la “eficiencia vertical de barrido” disminuyó en forma notable. la “selectividad” se perdió al retirar los reguladores de caudal de los mandriles.

El “OOIP” del yacimiento asciende a 3,20 MMm3p (en superficie). BORDE COLORADO ESTE OBSERVACIONES El “OOIP” del yacimiento asciende a 3,20 MMm3p (en superficie). La recuperación final estimada es del orden de 1,59 MMm3p (en superficie), o sea un 39 % del POIS antes de la optimización. Al final de la primer etapa es del orden de 44 % Las reservas remanentes totales a Enero/2005 son 128,1 Mm3p, en las condiciones actuales de operación. Se observa el desarrollo de dos depocentros o paleovalles. La mayoría de las capas se depositaron en forma de lóbulos (QDS) o canales y barras (Gr. Cuyo). Inyección de agua con baja eficiencia areal y vertical

OPORTUNIDADES EN BCE

Existe potencial para el desarrollo de reservas por: BORDE COLORADO ESTE OBSERVACIONES Existe potencial para el desarrollo de reservas por: Optimización de producción e inyección (Modelo) Perforación. Recompletaciones. El proceso involucrado en estos trabajos es lento, posee etapas contingentes entre sí y requiere un exhaustivo y coordinado seguimiento por parte de la Operación e Ingeniería. Existen condiciones que alientan estudiar procesos de : Inyección de agua caliente (mediano plazo). Optimizaciones de la eficiencia vertical de barrido por inyección de polímeros (largo plazo).

MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO BORDE COLORADO ESTE MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO

MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO BORDE COLORADO ESTE MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO

MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO BORDE COLORADO ESTE MODELO DE COMPORTAMIENTO DEL YACIMIENTO

POTENCIAL DE PERFORACIÓN BORDE COLORADO ESTE POTENCIAL DE PERFORACIÓN

BCE – ESTUDIO - OPORTUNIDADES de PRODUCCIÓN Perforación Desarrollo Pozos Infill – Perforar en el tope de la estructura Workovers: Fracturar Quebrada del Sapo Aislar Capas de Agua Re-completación Optimización: Producción de capas aisladas Monitoreo & Alocacion de Producción Incremento de la capacidad de extracción : ESP PCP Secondary Recovery Inyección de Agua Piloto y Desarrollo Inyección de Agua en QDS, BCE-3 y BCE-7 Nuevos Proyectos – BC Mantenimiento de Presión Inyección de Polimeros

POTENCIAL DE PERFORACIÓN (SECCIÓN SÍSMICA) BORDE COLORADO ESTE POTENCIAL DE PERFORACIÓN (SECCIÓN SÍSMICA) Puntos a favor: Reservorios presurizados (Empuje de agua). Reservorios heterogéneos (Baja Ev  Alta So). Pozos someros económicos (TD ~ 900 m). Producción acumulada mínima > 16 Mm3p. Producción acumulada promedio ~ 53 Mm3p. Vida útil de los pozos ~ 7 / 14 años. Goal Falla BCE-1018 BCE-1005 BCE-Propuesto NW SE

Pozos In Fill - Parte Alta Estructura

Borde Colorado Este Field - Infill Pozo Tipo BCE-1027 725 750 1 2 3 Base Vaca Muerta Cuyo Gr. Top 800 775 825 4 5 COMPLETION TEST Aug-2004 1- 708 / 715.5: 3 m3/d OIL: 100 % 2- 731.5 / 735: 14.3 m3/d OIL: 100 % 3- 744 / 748.5: 76 m3/d OIL: 100 % 4- 778 / 787: 72 m3/d OIL: 100 % 5- 803.5 / 830: 23 m3/d OIL: 100 % PRODUCTION (since August 31) Qi: 40 m3/d Today: 315 BOPD Cum oil: 14096 BBL

Ensayo de Build Up

Yacimiento Borde Colorado Este – Oil Cum [Feb-2005] Mm3p

BCE-1022 Ensayo con Jet Pump

BCE-1022 Ensayo con Jet Pump

Registro de Presion Dinámica

Yacimiento BCE – BCE 1022 Optimización

BCE-1023

BCE-1017

Pulling Job Pump depth before WO : 673 m Pump depth After WO : 846 m Straddle Packer : 776/785 m (BCE-2.1) All Open

Planilla Calculo Potencial Pozo

Ejemplo de Incrementos de Régimen de Extracción

Ejemplo de Fractura Exitosa

Ejemplo de Cierre de Capa Exitoso

Borde Colorado Este 162 Mm3

Estructural BCE, con los pozos inyectores existentes y a convertir

PVT de Borde Colorado Este 1001

Estimación de Producción

Respuesta de Recuperación Secundaria

Estos trabajos permitieron adicionar 162 Mm3 de reservas al campo. BORDE COLORADO ESTE CONCLUSIONES Se perforaron 9 pozos infill, 5 contra el cierre de falla y 4 en segunda línea. Se ensayaron 5 pozos con jet-pump, permitiendo optimizar sus condiciones extractivas. Estos trabajos permitieron adicionar 162 Mm3 de reservas al campo. Se espera mejorar la recuperación final aún más, alrededor de 180 Mm3, al adecuar los inyectores y finalizar la remodelación de la planta de inyección. Existen condiciones que alientan la implementación de proyectos de recuperación mejorada, como inyección de agua caliente y polímeros.

GRACIAS POR SU ATENCIÓN!