2 DESARROLLO DE HIDROCARBUROS

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Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos Desarrollo con pensamiento No Convencional Editores

Marcos Cohen Gustavo Becerra Tania Galarza

Ana Limeres Patricia Pagliero Alejandro D. Schiuma

5 al 9 de Noviembre de 2018

Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos Desarrollo con pensamiento No Convencional

Editores

Marcos Cohen Ana Limeres Gustavo Becerra Patricia Pagliero Tania Galarza Alejandro D. Schiuma

Organiza

Auspicia

IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas

Editores

Marcos Cohen Gustavo Becerra Tania Galarza

Coordinadora

Alejandra Castro

Diseño

Néstor H. Páez

Edición

Talleres Trama S.A.

Ana Limeres Patricia Pagliero Alejandro D. Schhiuma

©Instituto Argentino del Petróleo y del Gas Queda hecho el depósito que previene la ley11.723. Reservados todos los derechos.

Los contenidos de los Trabajos Técnicos incluidos en esta Obra expresan exclusivamente la opinión de sus autores quienes han consentido al Editor y al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) su incorporación en la misma por lo que se encuentran sujetos a los correspondientes derechos de propiedad intelectual e industrial. La reproducción, distribución, explotación, transformación, puesta a disposición y/o comunicación pública, ya sea a título oneroso o gratuito, no autorizadas de tales contenidos constituye una infracción de los derechos de propiedad intelectual y/o industrial de sus titulares y podrá dar lugar a la ejecución de las acciones judiciales o extrajudiciales que pudieran corresponder en el ejercicio de sus derechos.

Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos : desarrollo con pensamiento no convencional / Marcos Cohen ... [et al.] ; coordinación general de Néstor H. Páez. - 1a ed . - Ciudad Autónoma de Buenos Aires : Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, 2018. Libro digital, DOCX Archivo Digital: descarga y online ISBN 978-987-9139-93-6 1. Exploración de Recursos. 2. Hidrocarburo. 3. Extracción de Gas. I. Cohen, Marcos II. Páez, Néstor H., coord. CDD 333.823

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Spectral Gamma-ray logging of Cerro Ballena Anticline, Santa Cruz province: an outcrop analogue to subsurface characterization and well-log correlation of fluvial sandstone reservoirs

10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

Comité organizador

Presidente

Ricardo Manoni, YPF S.A.

Secretario Técnico

Marco Gardini, Medanito S.A.

Secretario de Finanzas

Patricio Malone, Pluspetrol S.A.

Secretaría

Claudia Borbolla, Total Austral S.A.

Sesiones Generales

Marco Gardini, Medanito S.A.

Simposio de Desarrollo

Marcos Cohen, Pan American Energy LLC

Simposio de Evaluación de Formaciones

Claudio Naides, Pampa Energía S.A.

Simposio de Geofísica

Luis Vernengo, Pan American Energy LLC

Simposio de Recursos No Convencionales Marcelo Santiago, Enap Argentina S.A. Sesión de Geomecánica

Martín Sánchez, YPF Tecnología S.A. (Y-TEC)

Jornadas de Geotecnología

Presidente: Fernando Martínez, Pluspetrol S.A.

Coordinador de la Sesión de Posters

Oscar Mancilla, Enap Argentina S.A.

Coordinadores de Cursos

Ricardo Veiga, Tecpetrol S.A.

Viajes de Campo

Luis Rébori, Socio Personal

Programa de Estudiantes

Ángela Melli, UNLP; Santiago Grosso, Consultor YPF S.A.

Editores del Libro de Reservorios

Mario Schiuma, YPF S.A.



Gerardo Hinterwimmer, Geopark Argentina



Gustavo Vergani, Pluspetrol S.A.

Comisión asesora

Luis Stinco, Consultor



Mario Schiuma, YPF S.A.



Carlos Cruz, CG7 Petroleum

Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

Daniel Rellán, IAPG



Martín Kaindl, IAPG



Alejandra Cuñado, IAPG

IAPG • Instituto Argentino del Petróleo y el Gas

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Ricardo Manoni Presidente del Congreso Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarbutos

El Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos del IAPG, máxima expresión de las reuniones técnicas del Upstream de la industria petrolera de la República Argentina, se reedita en su décima exposición. Como todo Congreso, nuestro “ConExplo 2018” tiene objetivos claros, valiosos y desafiantes. En primera instancia, propiciamos el avance y la transferencia de conocimiento técnico, no sólo para beneficio de nuestras empresas sino también para el crecimiento del país y la mejora de la calidad de vida de todos. Por esa razón, desde el comienzo de la organización del ConExplo, lanzamos el lema: “Energía y Sociedad, Aliados Inseparables”. Desde esta institución, consideramos que la integración de la industria a la sociedad es clave. De la misma forma que nuestras compañías no existirían sin las demandas de la sociedad, la sociedad no podría desarrollarse y mejorar sin el aporte fundamental de la Energía, que en nuestro país viene mayoritariamente del petróleo y del gas. Por esa razón, con nuestro Congreso combinamos todo el aporte de la comunidad petrolera, la actitud y la dedicación de los profesionales de nuestras compañías y la participación de instituciones sociales y académicas. Esto nos obliga a considerar todas las cuencas petroleras, todas las provincias productoras, todas las compañías operadoras y de servicios, y todo el personal técnico que aporta sus ideas, sus conocimientos y sus proyectos. A partir de esta definición, diferentes disciplinas de geociencias, como Geología, Geofísica, Petrofísica, Geomecánica, Geoquímica, Ingeniería de Reservorios, Desarrollo de Yacimientos, Operaciones de Perforación, Terminación y Estimulación, se unen para dar nuevas perspectivas a la industria del petróleo y el gas, buscar alternativas de mejora, potenciar ideas superadoras y compartir el aprendizaje que ganamos día a día. De esta forma, no sólo hablamos de petróleo y gas, sino que consideramos todas las formas de energía que son tendencia en las compañías de la Argentina y del mundo. Consecuentemente, nos enfocamos a los objetivos convencionales, niveles productivos con porosidades naturales, diagenéticas o por fractura, a reservorios no convencionales como el shale oil, shale gas, tight gas, el petróleo pesado, el gas somero, a descubrir e incrementar los recursos y las reservas y a todas las energías alternativas estén o no relacionadas con los hidrocarburos. Por eso, en la organización de este Congreso todo suma: sesiones, simposios, jornadas, posters, exposición de transectas y fotografías, charlas temáticas, mesas redondas plenarias, premios a los trabajos destacados, premios a la trayectoria profesional, cursos, viajes, sesiones y concursos

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Spectral Gamma-ray logging of Cerro Ballena Anticline, Santa Cruz province: an outcrop analogue to subsurface characterization and well-log correlation of fluvial sandstone reservoirs

10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

de estudiantes, exposición comercial, salas de visualización, reuniones sociales y actividades de acompañantes. Aquí decidimos unir la técnica, la industria, las personas y la sociedad.

Comisión de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos Este Congreso no es el único objetivo de la Comisión, sino el epílogo de 4 años de trabajo. El postulado inicial fue mantener el espíritu y la dinámica de las comisiones anteriores. Nuestros predecesores nos formaron en una cultura del trabajo, de la participación y del esfuerzo para la continuidad de esta Comisión y del Congreso que gestiona periódicamente dentro del paraguas institucional del IAPG. En función de estos principios, durante estos 4 años desarrollamos distintas actividades. Al comienzo de esta gestión realizamos un Workshop de Desarrollo como primera idea de integración entre la Exploración y el Desarrollo de Hidrocarburos. En el pasado, eran disciplinas que se desempeñaban individualmente, pero hoy trabajan inevitablemente en conjunto. Otro de los logros fue la preparación del Libro de la Transecta de la Formación Vaca Muerta, como corolario del impacto que tuvo la transecta en el Congreso anterior. Al final de nuestra gestión se tradujo este libro al inglés, que se lanzará en el ConExplo 2018 y se distribuirá en formato digital. También desde la Comisión se incorpora al Congreso de Hidrocarburos una nueva versión del Libro de Reservorios. El famoso “Libro Amarillo” se actualizó y se renovó luego de agotarse las 2 ediciones anteriores que se realizaron en el año 2002. Se incorporaron al paquete habitual de capacitación del IAPG, cursos de Geociencias como iniciativa de la Comisión con especialistas nacionales e internacionales. Se realizó una integración de nuestra Comisión con las otras comisiones y subcomisiones del IAPG, pero manteniendo siempre su autonomía y su independencia de funcionamiento. La Comisión apoyó también a los Congresos del IAPG y a los Congresos Geológicos. Abrió el espacio de nuestras reuniones periódicas a las instituciones que agrupan a profesionales de geociencias. Reunió en nuestro espacio a gran parte de las compañías operadoras y de servicios e incorporó a jóvenes profesionales. Por eso creemos que es la oportunidad para que se profundicen y se amplíen todas estas actividades que servirán para una mayor integración de la industria con la vida cotidiana.

Agradecimientos Siempre es necesario el agradecimiento a todos los que apoyan este Congreso de Hidrocarburos y al desempeño de esta Comisión. En primera instancia agradecemos al IAPG como institución madre que nos permitió desarrollar todos nuestros proyectos. A las compañías auspiciantes y expositoras del Congreso sin las cuales el evento hubiera sido inviable. A estas mismas compañías que han autorizado la publicación de los trabajos. A las instituciones nacionales e internacionales como el SPE, EAGE, AAPG, Arpel,

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Segemar, IGN y AAGyGP. Y también agradecemos a las autoridades nacionales y provinciales que declaran de interés este evento. El agradecimiento más importante es para las personas que apoyaron durante 4 años a la Comisión y que hacen posible este Congreso. Primero, el agradecimiento a los integrantes del equipo motor en la organización del Congreso, por la armonía, la dedicación y el trabajo en equipo. Por extensión, a la colaboración de todos los integrantes y asistentes de la Comisión Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos del IAPG. Necesariamente, debemos agradecer a los autores de trabajos técnicos que decidieron compartir sus conocimientos y sus proyectos en este Congreso. Si hay trabajos en un Congreso, detrás hay árbitros y referentes que evalúan y validan esos trabajos; a ellos también estamos muy agradecidos. Adicionalmente, reconocemos a los instructores de cursos y viajes que desinteresadamente colaboran con la agenda de este Congreso. Destacamos además a los colegas inscriptos, a los asistentes y a todos los participantes del ConExplo 2018. Pero quizás el agradecimiento más especial sea para los trabajadores anónimos de este Congreso: Alejandra Castro por consolidar todas las publicaciones desde el IAPG y a Néstor Páez por la edición de los trabajos. Y finalmente a nuestras familias, por apoyar nuestro trabajo ad honorem en esta actividad, porque saben de nuestra pasión por las Geociencias que excede todos nuestros compromisos y obligaciones.

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

SIMPOSIO DE DESARROLLO DE HIDROCARBUROS Prólogo Marcos E. Cohen Coordinador Pan American Energy LLC, [email protected]

El desarrollo de reservas de gas y de petróleo concentra en nuestro país el volumen mayoritario de inversiones del sector hidrocarburífero logrando de esta forma que los productos generados por la naturaleza a la largo de la historia geológica lleguen a los puntos de consumo de la sociedad. A modo de ejemplo del peso que tiene la actividad de desarrollo en la industria de los hidrocarburos, durante el trienio 2014-2016 se han invertido en Argentina un total de us$ 26058 millones en actividades de exploración y desarrollo (Fig 1), de los cuales un 91% fueron destinados a inversiones de desarrollo, tanto a la perforación, terminación, reparación y explotación de pozos productores e inyectores (us$ 17964 millones) como a la construcción de la infraestructura de superficie necesaria para acondicionar y movilizar los hidrocarburos desde la boca de pozo hasta los puntos de venta (us$ 5811 millones).

Figura 1: Inversiones en exploración y desarrollo durante el período 2014-2016. Fuente: estadísticas publicadas en la página web de la Secretaria de Energía y Minería de la Nación en base a las declaraciones juradas presentadas por las compañías operadoras (SEyM, 2018).

Dada la enorme importancia que tiene el desarrollo de reservas en nuestra actividad, el Comité Organizador del 10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (Conexplo) decidió darle a esta temática un espacio propio y exclusivo a través de la realización de un Simposio de Desarrollo, el primero con este enfoque que se realiza en el ámbito de los Conexplo.

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El Simposio nace entonces con el objetivo de crear un espacio para la presentación de trabajos técnicos y casos de estudio asociados al desarrollo de hidrocarburos que permitan identificar la importancia de los estudios y trabajos integrados de subsuelo, compartir mejores prácticas y destacar el rol que tienen las geociencias y la ingeniera de reservorios como pilares para la toma de decisiones. El fin último buscado es que las ideas a ser presentadas en el Simposio actúen como disparadoras de nuevas ideas y de nuevos proyectos de desarrollo.

Figura 2. Distribución por cuenca de los trabajos presentados en el Simposio de Desarrollo. Mapa de cuencas modificado de Barredo y Stinco (2010).

La temática abarcada por el Simposio es muy diversa e incluye contribuciones de estudios integrados de subsuelo, de geofísica de reservorios, de geoquímica, de modelado y simulación de yacimientos, de recuperación secundaria y asistida, de ingeniería de reservorios e incluye también numerosos casos de estudios.

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Todas las cuencas productivas de Argentina están representadas en el Simposio, en el caso de la Cuenca de Tarija con una contribución de su sector boliviano. Las características de los desarrollos descriptos y estudiados presentan grandes variedades y contrastes, por ejemplo: - Reservorios de muy alta permeabilidad como la Fm. Springhill y reservorios tipo “tight”. - Desarrollos costa adentro y desarrollos costa afuera frente a las costa de T. del Fuego. - Desarrollo con pozos verticales y desarrollo con pozos horizontales (Neuquina y Austral). - Desarrollo de campos maduros como son los de la Cuenca del Golfo San Jorge y nuevos desarrollos asociados a descubrimientos recientes como en Cuenca Cuyana. - Desarrollo de gas profundo en reservorios naturalmente fracturados y desarrollo de crudos pesados en reservorios someros. - Estudios generados por el sector privado y estudios generados por universidades e institutos públicos. Analizando la calidad, cantidad y diversidad de temáticas presentadas los objetivos del Simposio están cumplidos. Agradecimientos A Ricardo Manoni por fomentar y generar el espacio para la realización de este Simposio, a los autores y a las empresas, universidades e institutos que ellos representan por los trabajos técnicos presentados, a los 43 árbitros que contribuyeron a la revisión de los trabajos y a Alejandra Castro del IAPG por su prolijidad, paciencia y enorme profesionalidad. Por último un agradecimiento muy especial a Gustavo Becerra, Tania Galarza, Ana Limeres, Patricia Pagliero y Alejandro Schiuma quienes en su rol de referentes fueron el pilar fundamental para la revisión y coordinación de arbitrajes, actuando como nexo entre autores y árbitros y garantizando de esta forma la calidad técnica y editorial de las contribuciones. Referencias Citadas Barredo S. y Stinco L., 2010, Geodinámica de las cuencas sedimentarias: su importancia en la localización de sistemas petroleros en la Argentina, Petrotecnia, Abril 2010, p. 48-68. SEyM, 2018. Página web de la Secretaría de Energía y Minería de la Nación , Plan de Acción e Inversiones a Ejecutar (Tablas Dinámicas). Acceso el 29 de septiembre de 2018.

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Agradecimientos Comité organizador del Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos Marcos Cohen, Pan American Energy LLC Gustavo Becerra, YPF S.A. Tania Galarza, Pluspetrol S.A. Ana Limeres, YPF S.A. Patricia Pagliero, YPF S.A. Alejandro D. Schiuma, Weatherford S.A.

Árbitros

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Alejandra Alonso, Pan American Energy LLC

Lucía Lamberghini, Pan American Energy LLC

Laura Alonso, Pan American Energy LLC

Ramiro López, YPF .S.A

Diego Apreda, Pluspetrol S.A.

Eduardo Martínez, Pan American Energy LLC

Gustavo Becerra, YPF S.A.

Muriel Miller, YPF S.A.

Daniel Boggetti, PyT Consultora

Aldo Montagna, YPF S.A.

Edgardo Nelo Bravin, YPF S.A.

Elena Morettini, YPF S.A.

Walter Brinkworth, YPF S.A.

Luis Palacio, YPF S.A.

Raúl Comeron, YPF S.A.

José Paredes, U.N.P.S.J.B.

Marcelo Crotti, INLAB

Boris Ploszkiewicz, GeoPark

Martín Foster, YPF S.A.

Mauricio Recio, YPF S.A.

Tania Galarza, Pluspetrol S.A.

Facundo Robles, Schlumberger

Juan Gavilán, Pan American Energy LLC

Alejandro Saccomano, YPF S.A.

Georgina Godino, YPF S.A.

Teresa Santana, YPF S.A.

Fabián Gutiérrez, YPF S.A.

Ariel Schiuma, Pluspetrol S.A.

Gastón Iovine, YPF S.A.

Daniel Sotelo, Chevron Argentina

Juan Iriarte, YPF S.A.

José Traverso, YPF S.A.

Juan Juri, YPF S.A.

Fernando Tuero, VYP Consultores S.A.

Sebastian Kaminszczik, Consultor

Diego Vaamonde, E&P

Inés Labayén, INLAB

Leandro Venara, Pluspetrol S.A.

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Índice Reservorios con sobrepresión en la Formación Mina del Carmen. Identificación y deliminatación de la anomalía como soporte para la extensión del desarrollo Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina............................................................................... 1 Rodrigo J. Rodríguez, Pablo A. Caprioglio

Desarrollo de reservorios asociados a trampas estratigráficas. Yacimiento Cañadón de la Escondida, Cuenca del Golfo San Jorge..................................................................... 27 Fabián Pedro Oggier, Víctor Guillermo Monsalvo

Caracterización de la Formación Pozo D-129 en el Flanco Sur, Cuenca del Golfo San Jorge. Modelo geológico y técnicas aplicadas para la producción de gas y condensado en el Yacimiento Cañadón Seco..................................................................... 39 Mauricio Giordano, Ariel Benso

Características de los paleocauces fluviales del Grupo Chubut en el ámbito del cubo sísmico 3D de Laguna Janarez, Cuenca del Golfo San Jorge............................................ 59 Matías Miguel Salvarredy Aranguren, Mauro Tellería, Pablo Alvarez

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Integración de datos en un nuevo modelo geológico para el Yacimiento Llancanelo, Malargüe, Mendoza................................................................................................................ 75 Daniel Astesiano, Mario Azcurra, Martín Barría, Rosina Barberis, Carolina Bernhardt, Daniel Boggetti, Alejandro D´odorico, Carlos Grasetti, Claudio Larriestra, Gabriela Lo Forte, René Manceda, Martín Noya, Elizabeth Rodríguez

Nuevas tecnologías en pozos horizontales fracturados en zonas próximas al contacto de agua en un gigante de gas. Formación Sierras Blancas – Yacimiento Loma La Lata, Cuenca Neuquina, Argentina................................................................................................ 93 Federico Ghiglione, Daniel Cabrera, Diana Georgiades, José Ranalli, Luis Álvarez, Daniela Zurita, Gabriela Calvo, Leandro Giannini, Mariela Gamboa, Carlos Orlandi

Integracion de la información en la disminución de incertidumbres estructurales en reservorios naturalmente fracturados. Grupo Mendoza, Yacimiento Loma Alta........... 113 Rosina Cristina Barberis, Adrián Medialdea, Carlos Eugenio Pastore, Daniel Amancio Lorenzo, René Enrique Manceda

Nueva interpretación paleoambiental y su implicancia en la distribución de los reservorios areno-conglomerádicos de la Formación Los Molles en el Área Centenario, Cuenca Neuquina............................................................................................. 127 Basilio Gimenez, Gonzalo Veiga, María Soledad Montenegro, Ernesto Schwarz

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Estrategia de desarrollo de la zona norte del Yacimiento Rincón del Mangrullo con pozos horizontales infill........................................................................................................ 151 Gonzalo Richly, Mateo Palacios, Agustina Santángelo, Rodrigo Claá, Mariela Silka, Enrique Oviedo

Evolución del conocimiento y comportamiento dinámico de Aries, un campo maduro costa afuera en la Cuenca Austral.......................................................................... 167 Federico Achilli, Lisandro Burne, Gerardo Laiz, Daniel Ávila, Ezequiel Rodríguez-Lorente, Miguel Tirella

Modelo prospectivo de la Formación Agrio en el Yacimiento Rincón del Mangrullo.. 185 Rodrigo Cláa, Mariela Silka, Gonzalo Richly, Hernán Maretto, Agustina Santangelo, Mateo Palacios, Enrique Oviedo

Extensión y desarrollo de los reservorios de baja permeabilidad del Yacimiento Campo Indio, Formación Magallanes (Maastrichtiano Tardío-Daniano), Cuenca Autral Argentina...................................................................................................................... 203 Ernesto Aimar, Martín Cevallos, Alejandro Cangini, Federico Mas Cattapan, Víctor Vega

“Close the Loop”: Una nueva metodología para la construcción y validación de modelos geológicos. Aplicación en el Yacimiento de Vega Pléyade (Cuenca Austral).... 221 Federico Achilli, Gabriel Chao, Patricio D´Odorico Benites, Arnaud Mazeraud, Gerardo Laiz, Ezequiel Rodríguez-Lorente

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Exploración y desarrollo de reservorios de baja permeabilidad de la Formación Magallanes en el Bloque El Cerrito, Cuenca Austral, Argentina...................................... 235 Damián Mariano Jait, Martín Cevallos, María Luz Molinari, Alejandro Cangini, Federico Mas Cattapan, Víctor Vega

Mesa Verde, nuevo yacimiento de la Cuenca Cuyana....................................................... 253 Gustavo A. Gómez, Marco A. Rueda, Carlos E. Pastore, M. Eugenia Valverde, Juan C. Scolari

Metodologías de propagación de facies utilizadas para caracterizar reservorios en la Cuenca del Golfo San Jorge.................................................................................................. 269 Luciano Minor, Bárbara Mrla, Luciano Genini

Metodología para la optimización del plan de desarrollo de un campo maduro utilizando simulación numérica: Caso de estudio Bella Vista Sur................................... 295 Mariela Gamboa, Juan Francos, Oscar Bazzi, Pablo Lacentre, Laura Segovia, Jésica Ibarra

Modelado 3D: Metodología integrada para la optimización de simulación dinámica, La Itala Bloque II, Cuenca del Golfo San Jorge.................................................................. 315 Jean-Philippe Ursule, Eduardo Farina Saint-Selve, Alejo Aguero Ferrer, Lourdes Vera López, Daniel Maza

Modelado geoestadístico de la Sección Superior de la Fm. Mina del Carmen en el Yacimiento Diadema Argentina (Flanco Norte de la Cuenca del Golfo San Jorge)...... 335 Fernando Serra, Ornella López Alvarado, Luciana Sassali

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Modelado geocelular de reservorios fluviales para simulación EOR, Bloque CD IV W, Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge................................................... 345 Azul Cassiau, Silvana Plazibat, Laura Alonso, Eduardo Fernández

Recuperación secundaria en reservorios multi-capa con petróleo viscoso. Éxitos, fracasos y recomendaciones..................................................................................... 363 Victoria Chevalier, Daniela Van Wyk, Luciano Minor

Levantamiento y subsidencia superficial vinculados a la operación de yacimientos de petróleo y gas. Casos de estudio en Argentina.............................................................. 385 Pablo A. Euillades, Leonardo D. Euillades, Nicolás Isuani, Martín Noguerol, Patricia Rosell

Ensayo de barrido para mejorar la recuperación de petróleo con un fluido multipropósito......................................................................................................................... 397 Esteban González, Laura Fernández, Sergio Abrigo, Agustín Pizarro, José Prieto

Dynamic Material Balance in a Naturally Fractured Gas-Condensate Reservoir with Water Influx: Field Case Study............................................................................................. 415 Pedro M. Adrian H., Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno, Ricardo M. Michel V., Franco F. Sivila A.

Implementación de mediciones de saturación residual en campo con trazadores particionables.......................................................................................................................... 439 Lucas M. D. Ortiz, Yamila G. Núñez, Ezequiel Ávarez Gómez, Antonella Camusso, María Victoria de la Fuente, Carlos A. Somaruga, Andrés López Gibson, Silvio Figliuolo, Leticia Legarto, Damián Llanes

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Aplicación de la geoquímica en un yacimiento de crudos pesados................................. 455 Martín Fasola, Mauricio Federici

Variaciones faciales a meso-microescala en sistemas fluvio-aluviales, relación con las propiedades petrofísicas de los reservorios y caracterísicas de los petróleos. Caso de estudio Yacimiento Barrancas CRI. Mendoza.................................................................... 479 Héctor Javier Campos, Elizabeth Rodríguez, Martín Fasola

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RESERVORIOS CON SOBREPRESIÓN EN LA FORMACIÓN MINA DEL CARMEN. IDENTIFICACIÓN Y DELIMITACIÓN DE LA ANOMALÍA COMO SOPORTE PARA LA EXTENSIÓN DEL DESARROLLO - CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE, ARGENTINA Rodrigo J. Rodríguez1, Pablo A. Caprioglio1 1: Sinopec Argentina Exploration and Production, Inc., rodrigo_rodrí[email protected], [email protected]

Palabras clave: sobrepresión, yacimiento El Huemul, gradiente de presión

ABSTRACT Over-pressurized reservoirs in Mina del Carmen Formation. Anomaly identification and delineation to support new well development locations - Golfo San Jorge basin, Argentine. When basins are filled by sediments the fluid pore pressure increases following the hydrostatic gradient. Compaction reduces pore size while water leaks through surface. Positive or negative deviations from hydrostatic pressure gradient are considered anomalous pressure behavior. Once water leakage processes finish due to sedimentation rate, the fluid retention depth is reached. From here to lower stratigraphic units, pore pressure should increase in a closely parallel trend to the lithostatic pressures gradient. Regional stress variation and poral fluid volume change are some of the variables which define an overpressure situation. However, when specific data is scare, the recognition of the normal gradient (to be used as reference) and the acknowledgement of the unique features of each field, are keys to first identify an overpressure scenario. Based on open-hole reservoir pressure measurements, a reservoir fluid pressure anomaly behavior was identified in northern El Huemul field. This anomaly is evidenced by a break between two different pressure gradients. Shallower stratigraphic intervals are characterized by an hydrostatic gradient while deeper formations present a sharp deviation toward an overpressure situation. This break was initially identified around Mina del Carmen Formation (MDC) top (eastern part of the field). Toward Western blocks, where MDC top deepens slightly, the intersection between the two-pressure gradients deepens as well, though it does so more abruptly. Most of the oil bearing reservoirs are restricted to MDC. Hydrocarbon is characterized by 35-43°API oil range with no biodegradation fingerprints (highly mature source rock). These features allow to place hydrocarbon expulsion, migration and trapping during late stages of the basin silting, when sedimentary units and fault system framework had likely reached their current configuration. The block architecture is characterized by a normal fault system running in W-E direction. The main structure normally does not affect the complete stratigraphic column, but only the upper section of MDC. At the same time, it is remarkable that the break between the two pressure gradients is regularly accompanying the upper tip of the faults. Static or dynamic equilibrium pressure states could explain the current pressure situation of the field. Absence of source rock real pressure data or other significative variables, hinder the chances to define the most likely scenario. Nevertheless, the identified spatial association of MDC Fm., faults termination and the presence of oil and gas bearing, over-pressurized reservoirs, empirically allows to reduce risks when new well locations are defined in the block.

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UBICACIÓN Y RESEÑA DEL YACIMIENTO EL HUEMUL El yacimiento El Huemul (EH) constituye una de las áreas otorgadas en concesión a SINOPEC Argentina y está localizado en el sector centro norte del Flanco Sur de la Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ), aproximadamente a unos 60 Km al oeste de la ciudad de Caleta Olivia en la Provincia Santa Cruz, Argentina (Fig. 1). Juntamente con los yacimientos Cañadón Seco, El Cordón, Cañadón Minerales y Meseta Espinosa, este campo es el resultado de la actividad exploratoria y subsecuente desarrollo impulsados por YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales) desde los inicios de la producción de hidrocarburos en la región. El alto grado de compartimentalización por el desarrollo de fallas normales sin duda definen a cada bloque con sus características particulares que los hacen diferentes unos de otros. La historia de exploración y desarrollo del campo en su conjunto se remonta a la década del 60. Desde su descubrimiento, el área ha sido operada por distintas compañías (Yacimientos Petrolíferos Fiscales, ASTRA, Total, Vintage, Occidental). Finalmente, desde comienzos del año 2011, SINOPEC se consolida como operador de campos petroleros en la industria energética argentina adquiriendo el 100% de las concesiones de Occidental en el país.

Figura 1. Marco regional de ubicación dentro de la República Argentina y áreas en concesión otorgadas a SINOPEC Argentina para la extracción de hidrocarburos, Cerro Wenceslao (CW), Sur Piedra Clavada y Piedra Clavada (SPC y PC), El Huemul (EH) y Meseta Espinosa y Meseta Espinosa Norte (ME-MEN) entre otras.

Quizá debido a la abundancia y riqueza de bloques por descubrir junto con las condiciones tecnológicas disponibles en la segunda mitad del siglo pasado, la producción de hidrocarburos tuvo sus orígenes en las formaciones someras (Formación Cañadón Seco y Meseta Espinosa). Con el correr del tiempo las mayores estructuras alcanzaron sus picos de producción e incluso declinaron, llevando a enfocar los esfuerzos exploratorios a estructuras menos conspicuas o bien a

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Reservorios con sobrepresión en la Formación Mina del Carmen. Identificación y delimitación de la anomalía como soporte para la extensión del desarrollo - Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina

considerar las unidades más profundas (Formaciones Mina del Carmen y Pozo D-129). El Huemul no se mantuvo al margen de la situación y desde mediados de los 2000´s se dio comienzo a campañas de perforación con objetivos profundos que posibilitó revertir la declinación sostenida en la producción de petróleo manifestada desde los años 1980s. MARCO ESTRATIGRÁFICO La CGSJ está ligada al desarrollo de grupos de fallas de carácter extensional asociadas a un sistema del rift Jurásico (Fitzgerald et al., 1990; Sylwan 2001; Strelkov et al., 2005). Una visión estructural, revela al sector Oriental de la cuenca conformado por dos Flancos (Norte y Sur) que comprenden fosas del Jurásico Superior-Cretácico Inferior limitadas por fallas de rumbo aproximado oeste-este escalonadas hacia el centro de cuenca. Hacia el sector occidental se desarrolla una faja de deformación compresiva con orientación meridional y posible componente de rumbo sinestral (Figari et al., 1999; Homovc y Lucero 2002). Desde el punto de vista de la migración de hidrocarburos, los sistemas de fallas suficientemente profundos para conectar la roca madre con los principales reservorios, constituyen la principal vía de migración secundaria y un control en la generación de trampas estructurales. El relleno de la cuenca comienza con un complejo volcánico-volcaniclástico ácido (Grupo Lonco Trapial) (Fig. 2) de edad jurásico medio, que conforma el “basamento económico o sísmico”. Lo suceden en discordancia, las Formaciones Pozo Anticlinal Aguada Bandera (compuestas principalmente por fangolitas ricas en materia orgánica) y la supra yacente Pozo Cerro Guadal constituida por areniscas representantes de escenarios fluviales y/o fluvio-deltaicos progradantes. En conjunto, estas entidades estratigráficas son informalmente llamadas “Neocomiano”. La cobertura subsecuente (Grupo Chubut y unidades Terciarias) constituye el relleno principal de la cuenca en su etapa de subsidencia térmica. El mismo tuvo lugar entre los pisos Barremiano Tardío y el límite Cretácico-Terciario (Feruglio 1950) y está compuesto por sedimentitas continentales con variada participación de material piroclástico. La generación de un expandido sistema lacustre somero permitió la acumulación de sedimentos finos ricos en materia orgánica de la Formación Pozo D-129 (Hauteriviano-Aptiano temprano), responsables de la mayor parte de los hidrocarburos generados en la cuenca (Van Nieuwenhuise y Ormiston, 1989). Feruglio (1949a, 1494b, 1950), Teruggi y Rosetto (1963), Lesta et al., (1968) y Sciutto (1981) entre otros, concuerdan en que el conjunto de sedimentos suprayacentes, agrupados en el Grupo Chubut y representados por las Formaciones Mina del Carmen y Bajo Barreal y sus variaciones laterales (Fig. 2), fueron depositados en ambientes dominantemente continentales sub-aéreos y sub-acuosos someros y que ambas constituyen los principales reservorios de la cuenca. La Formación Castillo descripta en afloramientos del río Senguer por Sciutto (1981), yace en discordancia con la Formación Pozo D-129. Los cuerpos de areniscas de esta formación se observan frecuentemente aislados

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entre sí, representando depósitos fluviales de baja sinuosidad con escasos canales entrelazados y depósitos clásticos asociados a flujos no encauzados. Dicho carácter aislado entre las unidades arenosas apunta al comportamiento hidráulico independiente de cada uno de ellos. Cambios en la dinámica de subducción (Larson y Pitman 1972) desencadenaron procesos de magmatismo calcoalcalino, cuyos términos más distales estarían representados por el abundante material piroclástico reconocido en las Formaciones Castillo y Mina del Carmen. El contacto entre las Formaciones Castillo y Bajo Barreal o Mina del Carmen y Cañadón Seco (hacia posición más orientales de la cuenca), se ubica alrededor de los 96 Ma (Bridge et al., 2000; Jalfin et al., 1997). Tanto la Formación Bajo Barreal con Cañadón Seco, concentran cuerpos arenosos y areno-tobáceos canalizados depositados por cursos fluviales de creciente sinuosidad hacia el tope. Lateralmente se asocian a depósitos lagunares alcalinos efímeros (Feruglio 1949a, 1949b, 1950; Teruggi y Rosetto 1963; Sciutto 1981). Las llanuras de inundación muestran decreciente participación de facies piroclásticas finas también hacia el tope (Jalfin et al., 2000). En su conjunto, componen el objetivo hidrocarburífero por excelencia de la cuenca. Su asociación con la Formación Pozo D-129 esta descripto como el principal sistema petrolero de la comarca.

Figura 2. Columna estratigráfica de la Cuenca del Golfo San Jorge y aledañas (Traducida de Paredes et al., 2018).

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La columna estratigráfica se completa con unidades del Maastrichtiano al Mioceno, entre las que se destacan areniscas marinas de la Formación Salamanca, sedimentos fluviales de la Formación Río Chico y las sedimentitas piroclásticas de la Formación Sarmiento del Eoceno Temprano-Oligoceno Tardío (Marshall et al., 1983). Finalmente se encuentran depósitos marinos de las Formaciones El Huemul y Chenque asignados al Eoceno tardío - Oligoceno temprano y Oligoceno superior - Mioceno Inferior respectivamente (Bellosi 1990; Paredes et al., 2014; Paredes et al., 2015), cubiertos por las sedimentitas fluviales de la Formación Santa Cruz, como representantes de la cuenca de ante-país patagónica, vinculados a la fase neógena de ascenso de los Andes (Windhausen 1931; Simpson 1940). INTRODUCCION La Formación Mina del Carmen como objeto de estudio La disposición arquitectural “layer cake” de la columna estratigráfica junto con las evidencias provistas por los sondeos perforados y la respuesta sísmica, confirman la existencia regionalizada de la Formación Mina del Carmen (con sus variaciones laterales) a lo largo de la extensión de la cuenca. La Formación Castillo (con afloramientos bien desarrollados en varias localidades sobre los sectores NW, W y SW de la cuenca; estudiados por Paredes et al., (2013a y 2015), es referida en la bibliografía como la secuencia contemporánea de la Formación Mina del Carmen (definida como unidad de subsuelo por Lesta (1968). En líneas generales, la unidad litoestratigráfica se ve representada por una sucesión compleja de naturaleza principalmente fluvial. La conforman monótonos, potentes y extensos depósitos de tobas finas, tanto de caída como retrabajados, que intercalan con depósitos de canales (Paredes et al., 2013a). No obstante, para cada sector de la cuenca, estos autores señalan marcadas variaciones en la integración de diferentes redes de drenaje y su relación directa con las dimensiones de los depósitos de canal asociados. Por su parte, Cayo et al., (2011), Acuña et al., (2011); Rodríguez (2016), demuestran una relación entre la dinámica de generación de fallas con la generación de espacio de acomodación, su impacto en el relieve e influencia directa sobre las redes de drenaje locales y la organización espacial de los depósitos durante la depositación de la Formación Mina del Carmen. Las areniscas de la Formación Castillo (variación lateral hacia el oeste de la Formación Mina del Carmen), se clasifican como Litoarenitas feldespáticas y en menor medida como litoarenitas y feldarenitas líticas (Tunik et al., 2015). Estos autores remarcan que, a través de un análisis detallado sobre secciones delgadas de areniscas de esta Formación, ha permitido observar diferencias significativas entre las distintas áreas geográficas de aporte de sedimentos. De la misma manera,

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recientes estudios enfocados en procesos diagenéticos realizados sobre las formaciones Bajo Barreal y Cañadón Seco (suprayacentes a las formaciones Castillo y Mina del Carmen respectivamente), indican claras evidencias de múltiples áreas de aportes para los sedimentos. Como resultado, son sustanciales los cambios en la organización regional de las modas detríticas identificadas, pero con una llamativa ausencia de agrupamientos o variaciones verticales (Limarino et al., 2017). La utilización de análogos resulta sumamente útil ya que permite la observación directa de sucesiones fluviales comparables (Paredes et al., 2013b) y el conocimiento detallado sobre la Formación Castillo es un pilar para el entendimiento de la Formación Mina del Carmen. Sin embargo, la comprobación de múltiples redes de drenaje independientes (que lleva aparejado la existencia de múltiples áreas de aporte de sedimentos), hacen de cada bloque un conjunto único que debe ser analizado de manera independiente. La mayor cantidad de reservorios productivos de hidrocarburos del Flanco Sur están alojados en la formación Cañadón Seco, aunque eventualmente la Formación Meseta Espinosa contribuye significativamente en la productividad de los pozos. No obstante, conforme la madurez de los campos fue avanzando, trampas más sutiles y objetivos más profundos fueron cobrando relevancia y en muchos casos, las rocas reservorio de la formación Mina del Carmen constituyen en la actualidad las unidades productoras por excelencia.

Figura 3. Expresión de potencial espontaneo (SP), resistividades (pista intermedia) y porosidad sónica de los intervalos arenosos en la Formación Mina del Carmen. Reservorios productivos (izquierda) e improductivos (derecha). Nótese que con el valor de corte aproximado de 14% de porosidad, se alcanza un primer estadio de diferenciación entre ambos grupos de reservorios.

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La información de pozos revela una marcada tendencia de los cuerpos de arena canalizados, a presentar geometrías cordoniformes y debido a la baja relación net to gross (10% a 20%); en general, cada reservorio se comporta como una unidad independiente con manifiesta desconexión hidráulica (Jalfin et al., 1999; Taboada et al., 2001). Su composición está dominada esencialmente por litoarenitas y en menor medida litoarenitas feldespáticas. El espesor promedio aproximado de estos intervalos es de 3 m, con mínimos de 1 m y máximos de 15 m. La porosidad varía entre 6 % y 24 %, mientras que la permeabilidad lo hace entre 0.01mD y varios cientos de milidarcys. Al considerar la totalidad de los depósitos arenosos, los valores de porosidad y permeabilidad media rondan los 8% y 10mD respectivamente. No obstante, en los reservorios productivos, los promedios de las mismas ascienden a 19% y 100mD. Aunque con excepciones, desde un punto de vista práctico, un valor de corte de 14% de porosidad, separa intervalos productivos de aquellos improductivos (Fig. 3). PRESIONES DE FORMACIÓN Analizar el comportamiento de la presión en el subsuelo en un campo petrolero, hace indispensable mencionar algunos conceptos relacionados al comportamiento de dicha variable. Presión hidrostática Es la presión que se origina debido al peso de una columna estática de fluido sobre una unidad de área; la cual es función de la altura de la columna y de la densidad del fluido. La altura de la columna del fluido es la distancia que hay entre el punto de medición y el objetivo, la cual siempre debe de ser la distancia “Vertical”. Ph = ρ x g x h Donde: Ph = Presión Hidrostática ρ = Densidad promedio del fluido g = Aceleración de la gravedad h = Altura vertical de la columna de fluido Gradiente hidrostático Acompañando el soterramiento de los sedimentos, la presión de los fluidos alojados en la red poral aumenta. La tasa de variación de presión depende de la densidad del fluido. Debido a que el fluido original encerrado en los poros es agua, el gradiente estandarizado es 0.433 psi/ft.

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Presión de sobrecarga o litostática Presión de sobrecarga es el peso combinado de la matriz de la roca y de los fluidos contenidos en el espacio poral de la misma, ejercida sobre las formaciones subyacentes. S = Peso de la matriz de roca + Peso de los fluidos en los poros Gradiente de sobrecarga o Gradiente Litostático Conforme aumenta la profundidad junto con la compactación de los sedimentos se incrementa la presión de sobrecarga. La tasa de cambio de la presión con la profundidad es función de la densidad de los sedimentos depositados. Para una densidad de roca promedia de 2.65 gr/cm3, el cambio de la presión con la profundidad es 1 psi/ft (Fig. 4). Durante la carga vertical de sedimento producida con el soterramiento, las rocas generalmente se compactan, reduciendo el espacio poral y forzando a los fluidos de formación a salir hacia superficie. Mientras la tasa de liberación del agua compense la sobre carga por compactación, el valor del gradiente hidrostático se mantendrá en 0.433 psi/ft mencionados (Fig. 4). Validadas las lecturas de los ensayos de presión de formación, cualquier desvío respecto del gradiente de presión hidrostático, ya sea hacia valores inferiores o superiores es considerado anómalo.

Figura 4. Representación esquemática de regímenes de presiones hidrostática y litostático. Campo de escenarios sub-presionados (flecha azul) y sobre-presionados (flecha roja).

Hall (1993) y Neuzil (1995), se centran en aspectos teóricos y/o matemáticos relacionados a los mecanismos generadores de sobrepresión mientras que otros como Mouchet y Mitchell (1989) se enfocan en detectar y predecir la sobrepresión. Los fundamentos posibles más documentados para el soporte de escenarios con sobrepresión son, 1- Incrementos de esfuerzos compresivos regionales, 2- Cambios en el volumen en el fluido poral o en la matriz de la roca (incremento de temperatura, diagénesis o generación de

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hidrocarburos) y 3- Movimiento de fluidos o flotabilidad por contraste de densidades entre fluidos (Osborne y Swarbrick 1997). Adicionalmente, como resultado de la interacción entre kerógenos y/o los hidrocarburos, junto con el gradiente de temperatura, podrían impulsar el craqueo térmico de hidrocarburos líquidos a gas en la roca madre o en el reservorio, generando como consecuencia, sobrepresión en el espacio poral. No obstante, aun cuando es probable que estos procesos hayan tenido lugar a lo largo de la historia de subsidencia de la cuenca, la bibliografía que remite a dichos fenómenos generalmente apunta a proceso de refinación del petróleo sin comprobación práctica en los reservorios (Barker 1990). La información disponible que aborde la problemática de yacimientos, desde la interpretación del estado de equilibrio de presiones, al inicio del desarrollo, es prácticamente nula para la Cuenca del Golfo San Jorge. Debido a esto, la presente contribución apunta principalmente a describir cronológicamente el proceso de identificación y la existencia de campos en condiciones de sobrepresión en la región y el impacto que esta situación ocasiona en el desarrollo del campo. Además, se definirán al menos conceptualmente, los fenómenos que pudieran haber controlado la configuración anómala de presiones del yacimiento. Generalidades y aplicaciones Históricamente, el uso de los datos de presiones de formación en la Cuenca del Golfo San Jorge se concentró casi con exclusividad a disponer de información de la presión de reservorio y su relación porcentual respecto del “gradiente original del campo”. A esto se suma la posibilidad de poder orientarse sobre la capacidad productiva de los cuerpos de arena en función de una movilidad de fluidos determinada. Aunque estos dos aspectos no son menores, en general el gradiente original (medido desde boca de pozo) al que se hizo y hace referencia, es presentado como una estimación según un porcentaje sobre gradiente de presión teórico de la columna hidrostática. Es decir, el gradiente de presión de un bloque sería equivalente, por ejemplo, a un 95% de la curva del gradiente de presión hidrostático de la zona. Esta forma de estimar la presión original tiene implícita la idea de tener o haber tenido a los reservorios en equilibrio con una columna de agua que se transmite a través de todas las rocas verticalmente. Además, que el nivel de agua libre llega hasta la boca de pozo y que el agua tiene una densidad aproximada de 0.95 g/cm3. A los fines práctico, este método funciona en el Flanco Sur de la Cuenca, sin embargo, no permite analizar los datos de presiones en su estado más virgen y con esto normalmente se ha prescindido de la oportunidad de entender los procesos actuantes a lo largo de la historia geológica que definieron la configuración inicial de un yacimiento (Rodríguez et al., 2013). Afortunadamente desde fines del siglo XX, la adquisición de presiones de formación se ha llevado a cabo de forma sistemática e incluso masivamente en la mayoría de los yacimientos en desarrollo. Un claro ejemplo de esto lo constituye la viabilidad de implementación de una rutina

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de cálculo sobre los datos de presión de formación, para la identificación de regiones de equilibrio generales en el campo Sur Piedra Clavada (Rodríguez et al., 2011; Caprioglio y Rodríguez 2012). Por otro lado, la interpretación de los datos de presiones de formación adquiridos en el yacimiento Cerro Wenceslao, localizado sobre el sector occidental del Flanco Sur inmediatamente al W-SW de la localidad de Las Heras (Fig. 5a), concluyó en un mayor entendimiento respecto de la distribución vertical de fluidos capaces de ser producidos. La Figura 5b muestra la interpretación de dos gradientes de presiones bien diferenciados entre sí, definidos por densidades de fluidos igualmente contrastantes y con el quiebre de pendiente ubicado aproximadamente en 200 m bajo nivel del mar.

Figura 5. Ubicación del yacimiento Cerro Wenceslao (5a). Ambos Gradiente de presiones de reservorio identificados para el área. 5b-El gradiente somero está caracterizado por un fluido de densidad 1.08 gr/cm3 (gradiente de agua), mientras que el profundo lo está por un fluido de 0.86 gr/cm3 de densidad (gradiente de hidrocarburos líquidos). La zona de quiebre entre gradientes se circunscribe alrededor de los 200m bajo nivel del mar. Tomado de Rodríguez et al., (2013).

La misma figura 5b señala que la proyección del gradiente superior a un valor nulo de presión se alcanzaría aproximadamente al nivel del terreno por lo que el modelo conceptual evolutivo del sistema petrolero de la región propuesto por Jalfin et al., (1999) (sobre el que no se profundizará en este trabajo), cobra relevancia al momento de analizar la variación vertical y composicional de los hidrocarburos. De los estudios realizados por Jalfin et al., (1999) y Rodríguez et al., (2013) se puede advertir que ambos gradientes tendrían íntima relación con las características intrínsecas de las variedades de hidrocarburos

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y los últimos fluidos en circular por las vías de migración de cada bloque. Otro uso práctico de la información de presiones de reservorios es el presentado por Ronanduano (2005), quien plantea un modelo de discontinuidades sedimentarias entre reservorios temporalmente equivalentes basado en la interpretación del tratamiento estadístico de los datos de presiones de formación. El estudio concluye que alrededor de un 90% de capas medidas en el campo analizado se encuentran en condiciones de presión original y por lo tanto el distanciamiento estándar de 300 m entre sondeos parece no ser el óptimo al momento de optimizar la recuperación de hidrocarburos por producción primaria o eventualmente producción asistida en el yacimiento Las Heras. RESERVORIOS SOBRE PRESIONADOS EN LA FORMACIÓN MINA DEL CARMEN El desarrollo de la zona noreste del yacimiento El Huemul tuvo sus orígenes en la década de los años 70´s documentando acumulaciones de hidrocarburos líquidos en reservorios alojados hacia la base de la Fm. Cañadón Seco y tope de la Fm. Mina del Carmen. Sin embargo, no fue sino hasta los años 2000´s que se consideró investigar completamente ésta última unidad estratigráfica. Si bien la cantidad y las dimensiones de los reservorios disminuyen hacia la base de la sección, la mayoría resultaron productivos de petróleo de gravedad API° 40-43, valores considerablemente superiores de los petróleos normalmente producidos de niveles más superficiales (22–16 API°, Salomone et al., 2002). El petróleo y carga de reservorios No es menor que los reservorios con mejores propiedades petrofísicas se encuentren cargados ya que tendrán un impacto directo en la producción de hidrocarburos del campo. Sin embargo, el hecho que los reservorios con escasa capacidad productiva también hayan permitido el ingreso de hidrocarburos líquidos a su red poral, constituye un hito para comenzar a comprender la magnitud de las acumulaciones de hidrocarburos en el bloque. Como ya fuera mencionado en secciones anteriores, la calidad petrofísica de los reservorios les otorga la capacidad de admitir y eventualmente producir hidrocarburos. También, es interesante remarcar que, independientemente de las propiedades petrofísicas y de la capacidad de que los reservorios encontrados dentro de la Formación Mina del Carmen en el bloque de estudio hayan sido o no productivos, las descripciones (control geológico, testigos laterales y/o coronas) los definen como impregnados de hidrocarburos frescos y/o secos. Esto denota una alta eficiencia en el proceso de carga de los mismos. La carga de un nivel arenoso depende fundamentalmente de la permeabilidad de la roca reservorio y de la presión alcanzada por el fluido para cada evento de carga, siempre que se preserve la vía de migración que comunique dicho reservorio con la roca madre. En relación con

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este último punto, evidencias prácticas y modelados de cuenca soportan la consideración de las fallas o sistemas de fallas como las vías de migración por excelencia en la Cuenca (Fitzgerald et al., 1990; Figari et al., 1999; entre otros). Otros autores añaden a la temperatura y al tipo de fluido como variables adicionales a considerar además de concluir que la carga efectiva de reservorios depende de las diferencias entre la presión capilar o de entrada (del reservorio) y la presión de desplazamiento (alcanzada por la columna de hidrocarburos) (Derrell 1966; Hubbert 1953). En otras palabras, la capacidad de admisión de hidrocarburos de un reservorio tendrá lugar una vez alcanzada la altura de una columna de petróleo cuya presión se equilibra y eventualmente, supera a la presión de entrada de dicho reservorio.

Figura 6. Reportes de control geológico con presencia de petróleos frescos (resaltos en negro de la tercera columna de izq. a der.) y secos (resaltos rayados con alternancia de negro y blanco – misma columna). Respuesta eléctrica y movilidad como indicativa de calidad de cada uno de los reservorios productivos y fingerprint (cromatografía gaseosa de petróleo total) representativo de la producción del pozo.

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Pd > = Pc Donde, Pc = presión capilar Pd = presión de desplazamiento Las descripciones realizadas sobre recortes de roca (cutting) provenientes del tramo que comprende la Formación Mina del Carmen, aunque subjetivas, normalmente señalan la presencia de pátinas de petróleos livianos y como gotas en lavado junto con abundantes rastros secos. Desde un punto de vista general, esto implicaría la ocurrencia de al menos 2 generaciones de hidrocarburos expulsados desde la roca madre. Uno inicial actualmente en forma de rastros secos en patinas y un segundo en condiciones liquidas dentro del espacio poral (Fig. 6). Datos provenientes de estudios PVT de muestras liquidas de petróleo, los definen con valores de densidad (en condiciones de reservorio), de 0.6242 gr/cm3 y 41°API. La visión geoquímica los describe como petróleos negros maduros a super maduros, con incipientes signos de evaporación (posiblemente debida al tratamiento de las muestras durante su extracción), sin siquiera evidencias de procesos de biodegradación, ni lavado por agua (Figs. 6 y 7). En efecto, se puede afirmar que ninguna de las cinco muestras analizadas en la zona (provenientes de diferentes sondeos y de reservorios independientes), responde a mezclas de hidrocarburos ni presenta algún tipo de efecto biodegradativo. La mezcla de petróleos se caracteriza por la solubilización del/los petróleos/s ya entrampados en el reservorio, por la recarga con petróleos más maduros (rejuvenecimiento del petróleo) (Jalfin et al., 1999). Por lo tanto, al contrario de lo reportado por el control geológico, las muestras de petróleos de este yacimiento no solo no parecen estar constituidas por mezclas de

Figura 7. Relación de marcadores biológicos desde cromatografía gaseosas de petróleos totales para muestras del Yacimiento El Huemul marcando las diferencias con los petróleos producidos en el bloque de estudio. Son petróleos fraccionados por madurez térmica de la roca madre sin evidencias de evaporación ni biodegradación.

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hidrocarburos, sino que los hidrocarburos presentes responden a un mayor grado de madurez en relación con otras áreas del Campo El Huemul (Fig. 7). Conforme la madurez, por alteración térmica, de un querógeno aumenta, éste pierde hidrógeno para formar gasolinas, gas húmedo y finalmente gas seco con una consecuente disminución de la densidad de los productos generados (Hunt 1996). Es decir, los cambios composicionales en el contenido de hidrocarburos livianos reflejan su historia de maduración (Schaefer y Littke 1988). La porosidad y permeabilidad de los reservorios que alojan los petróleos antes descriptos, varían entre 11%-23% y 0.2mD-42mD respectivamente. El petróleo se mueve generalmente pendiente arriba, pero los contrastes en las presiones de entrada capilar en diferentes reservorios o variaciones dentro de una misma unidad de flujo pueden llevarlo a seguir preferencialmente las zonas más porosas y con menor presión de entrada (Magoon y Dow 1994). Con el tiempo, la circulación de fluidos menos densos por las vías de migración (petróleos maduros a super maduros) no solo generaron mezclas en reservorios previamente cargados, sino que habrían habilitado los reservorios con peores características petrofísicas como contenedores de hidrocarburos. Presión de formación La discusión que sitúa al bloque de estudio dentro del campo de los yacimientos sobre presionados tiene como base fundamental el análisis de más de 700 puntos de presiones de formación adquiridos en su mayoría, durante las operaciones de perfilaje a pozo abierto. La información disponible proviene de diferentes fuentes y generaciones de herramientas, pero para todos, los criterios de validación de datos han sido los siguientes: 1. Ingreso de fluidos o no a la cámara del probador 2. Ensayos sin estabilización 3. Problemas de sello contra la formación 4. Recuperación lenta 5. Bajo volumen de recuperación Las mediciones representadas en los puntos 4 y 5 de los criterios de validación, fueron filtradas según un valor de permeabilidad calculado durante la registración del draw down asumiendo una viscosidad del petróleo de 0.5 cp. Finalmente, fueron considerados solo reservorios con permeabilidades iguales o mayores de 1 mD. Siguiendo estas pautas, solo al considerar los puntos sin entrada y con lecturas no estabilizadas, el 46% de las mediciones fueron eliminadas, lo que representa una aproximación clara respecto de la calidad de roca de los reservorios estudiados.

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Gradientes de presión El gradiente de presión reconocido en la zona noreste del yacimiento El Huemul (bloque este de la Fig. 8) presenta un quiebre significativo hacia el tope de la Formación Mina del Carmen (prolongándose con la misma pendiente hasta la base de la misma unidad estratigráfica). El diferencial de sobrepresión entre los gradientes somero y profundo no es constante ya que se define una zona de intersección entre ambos. Es decir, las diferencias de presión se incrementarían progresivamente con la profundidad. Esta situación no es frecuente de encontrar en la literatura. De hecho, Sylwan et al., (2011) señalan algunos ejemplos aislados respecto de la existencia de escenarios similares para esta formación en bloques exploratorios de centro de cuenca. El estado avanzado de desarrollo del bloque El Huemul permitió caracterizar el comportamiento de la presión de reservorios versus la profundidad, por lo que este yacimiento podría constituir un ejemplo adicional a los mencionados por estos autores en los que la presión de poros excede a lo esperado, de acuerdo con un gradiente hidrostático (Fig. 8). La baja densidad de datos en las inmediaciones de la zona de inflexión de gradientes y por debajo de ella, dificultaba ubicar con precisión la posición del cambio de pendiente. Al mismo tiempo, se suma la dispersión de los datos medidos en la sección correspondiente a la Fm. Mina del Carmen, que tal vez otorgan demasiadas libertades al momento de definir la traza del gradiente de presiones. Como ya fuera mencionado anteriormente, los fundamentos posibles más documentados para el soporte de escenarios con sobrepresión son, incrementos de esfuerzos regionales, cambios en el volumen en el fluido poral o en la matriz de la roca y movimiento de fluidos o flotabilidad (Osborne y Swarbrick 1997); sin embargo, no hay evidencias claras del control que pueda ejercer uno o la combinación de ellos sobre la disposición de los datos medidos en la zona. El pseudo-paralelismo entre el gradiente de presiones profundo con el litostático (Fig. 8), podría adjudicarse a que la tasa de soterramiento durante la depositación de las formaciones más jóvenes habría sido superior a la velocidad de expulsión del agua del espacio poral para los reservorios contenidos en la Fm. Mina del Carmen, encontrando la profundidad de retención de fluido alrededor del tope de esta formación. De acuerdo con el modelo de generación y acumulación de petróleos en la Cuenca al que arriban Rodríguez y Little (2001), la hipótesis previa se debilita ya que no se encuentran marcadas diferencias en la evolución de sedimentación, erosión y/o períodos de no depositación a lo largo de la historia geológica reflejada en las columnas estratigráficas de la región. De hecho, los valores de net to gross cercanos a 0.70 reconocidos en las formaciones supra yacentes, deberían haber facilitado la liberación de fluidos hacia superficie ecualizando presiones hacia un gradiente normal para toda la columna sedimentaria. La presencia de rocas sello entre formaciones o variaciones abruptas en el gradiente de temperatura actual entre ellas (craqueo selectivo de petróleos por variación de temperatura) podría

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constituir el soporte para la sobrepresión (Barker 1990) sin embargo, no hay evidencias que alguno de estos factores se manifieste en la zona.

Figura 8. Ubicación relativa del yacimiento El Huemul (arriba). Cross plot de mediciones de presiones de formación en función de la profundidad bajo nivel del mar (abajo) para el bloque este. La zona de quiebre de pendientes se ubica en las inmediaciones del tope de la formación Mina del Carmen. El gradiente determinado para las formaciones superiores responde a un fluido de densidad cercana a 1 gr/cm3 (agua), mientras que el gradiente profundo se resuelve de manera pseudo-paralela al gradiente litostático.

La zona de estudio se localiza sobre el sector central interno del anillo de acumulación de hidrocarburos en el Flanco Sur de la Cuenca y no son de esperar importantes variaciones respecto de los esfuerzos regionales a los que pudiera haber estado sometido. En este sentido, Rodríguez y D´odorico (2014) señalan que la expresión de las estructuras mayores reconocidas en el área “El Huemul”, se debe al menos a cuatro episodios diferentes de deformación regional y, por lo tanto, común a los bloques productivos del yacimiento, independientemente de si registran o no sobrepresión. Por otro lado, el porcentaje de participación de feldespatos, cuarzo, líticos y clastos intraformacionales, han definido el camino de evolución diagenética de los sedimentos controlando finalmente las variaciones en el tiempo y configuración actual en el volumen poral. De acuerdo con el esquema adoptado para la región (Limarino y Giordano 2016); Limarino et al., este congreso),

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remarcan la existencia de cambios sustanciales en la organización regional de las modas detríticas identificadas, aunque con ausencia de agrupamientos o variaciones verticales significativas. Debido a la escala regional de los procesos diagenéticos actuantes, las características que definen al espacio poral serían comunes a la mayoría de los reservorios alojados en la Formación Mina del Carmen y, por lo tanto, independientes de los procesos de sobrepresión. De hecho, Rodríguez y Little (2001), obtienen modelos de cuenca válidos considerando periodos variables de erosión inter formaciones. Estos períodos erosivos habrían funcionado como eventos desequilibrantes de la evolución diagenética, marcando hitos en la disolución de minerales y generación de porosidad secundaria en los reservorios (Limarino et al., 2017); los que eventualmente actuarían como receptores de hidrocarburos. Con la extensión del desarrollo hacia nuevos bloques en dirección oeste, se adicionaron datos de mediciones de presiones de formación al análisis (Figs. 9a y 9b).

Figura 9. 9a-Pirmera Identificacion original de los gradientes de presiones en el bloque este. 9b-Superposición de mediciones de presiones de formacion tanto del bloque este como del oeste. El gradiente normal superior se mantiene vigente para ambos bloques mientras que la posición de la zona de sobre presionada se torna difuso. Las figuras 9c y 9d diferentes aproximaciones a escenarios respecto de la distribución de la sobrepresión en ambos bloques. Cualquiera se el escenario, los quiebres de pendiente o el salto de presión hacia valores mayores comienzan en la misma profundidad.

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Es importante remarcar que cualquier escenario donde se registra sobrepresión representa una situación de desequilibrio y por lo tanto las opciones de soporte aquí analizadas se enmarcan en dicho esquema. La posición del quiebre entre gradientes, de existir, permanece incierta y la distribución de los datos de presiones ofrece, al menos, dos interpretaciones alternativas. Por un lado, pueden interpretarse gradientes paralelos a aquel originalmente identificado para el bloque situado hacía el este (en verde Figs. 9a, b, c y d), aunque se profundizan progresivamente en dirección oeste (Fig. 9c). Por otro lado, es viable explicar el fenómeno de sobrepresión mediante la construcción de rectas paralelas a la curva del gradiente somero del campo (azul en Figs. 8 y 9), pero desplazadas en escalón hacia posiciones de mayor presión para una misma profundidad (Fig. 9d). Los datos parecen ser insuficientes para definir con precisión la zona de cambio de pendientes de los gradientes de presión, sin embargo, cada trayectoria independiente parece comenzar en profundidades diferentes. Es decir que, conforme se profundiza la estructura en dirección oeste, de la misma manera (aunque con tendencia algo más abrupta), lo hacen los gradientes cualquiera sea el escenario adoptado (Figs. 9c y 9d). No debe dejarse de lado que las acumulaciones de hidrocarburos son la expresión final de procesos de maduración de una roca madre, de la expulsión y migración hacia su reservorio y que cada uno de los estadios previos a alcanzar un equilibrio representa una condición dinámica del sistema. En condiciones originales, los poros del sistema (vías de migración y reservorios) se encuentran ocupados por agua y por lo tanto este fluido caracteriza el gradiente de presiones de la zona mientras la roca madre aún se encuentre inmadura (Fig. 10a).

Figura 10. 10a-Gradiente de presiones para estado de equilibrio original con agua en el espacio poral. 10b-estimacion de gradiente a partir de estados de presión no estacionarios. Situaciones no estacionarias producidas por las pérdidas de carga con el ingreso de hidrocarburos a los reservorios en estadios de exceso de presión por expulsión desde la roca madre (pasaje de P a P2).

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Conforme los hidrocarburos son expulsados desde la roca madre hacia las vías de migración, el balance entre presiones capilares y presiones de desplazamiento toma lugar para dar comienzo la carga de los reservorios. Durante el proceso, la presión general del sistema aumenta. A medida que los reservorios admiten hidrocarburos se experimentan perdidas de carga frente a los mismos (q1, q2 y q3 de la figura 10b). Esto quedaría reflejado en la presión del sistema como una caída en el valor de presión respecto del valor esperado para una determinada profundidad según del cambio de presión del sistema de P a P2 (Fig. 10b). La magnitud de las pérdidas de carga total estará dada por el número de reservorios habilitados para la carga en condiciones de presión P2. De la correlación de las variaciones de presión registradas en estas condiciones no estacionarias, el gradiente de presiones seguirá una trayectoria con pendiente de densidad (r2) mayor a la definida originalmente por el agua (r1). Si se extrapola la recta de correlación, eventualmente se intersecará con la recta del gradiente de presiones somero en el punto “A”; aunque estrictamente este punto podría no existir en la práctica. De hecho, solo representaría un estadio puntual dentro del proceso evolutivo que dio comienzo durante la carga de los reservorios hasta alcanzar el equilibrio estacionario para la finalización del proceso de carga de los reservorios, de acuerdo con la curva de gradiente de presiones teórica definida por P2 (línea de trazos verde en la figura 10b). Espesor sobre presionado y propuestas de pozos El tipo de hidrocarburos alojados en los reservorios estudiados responden a estadios de madurez de la roca madre avanzados y el hecho de que no se encuentren evidencias de la acción de procesos de degradación de los mismos sugiere, además, la desconexión del sistema con la superficie o al menos con acuíferos alojados en niveles estratigráficos más someros. Al mismo tiempo, petróleos maduros a super maduros hablan de procesos de expulsión, migración y carga recientes y el sistema bien podría encontrarse en condiciones de equilibrio no estacionario. El fenómeno de sobrepresión invariablemente se desarrolla en reservorios de la Formación Mina del Carmen, aunque no pareciera tener una relación directa con la transición entre esta unidad estratigráfica y la inmediatamente suprayacente Formación Cañadón Seco, con cambios en el gradiente de temperatura, procesos diagenéticos, ni con la evolución tectónica regional. La configuración estructural del campo revela que el principal sistema de fallas ubicado al sur de las mayores acumulaciones de hidrocarburos (Figs. 8 y 11), no atraviesa la totalidad de la columna sedimentaria. Por el contrario, su tip superior afecta aproximadamente 100 m de la sección inferior del miembro Caleta Olivia (bloque este) y se profundiza en dirección oeste hasta incluso no llegar a dislocar la totalidad del espesor reconocido para la Formación Mina del Carmen (Fig. 11 en posición de “Nueva Propuesta”). Debido a que el arreglo arquitectural de las formaciones en la Cuenca es de tipo layer cake, la forma de conectar la roca madre con los reservorios, ha sido a través de los sistemas de fallas, como

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representantes primarios de la migración vertical de hidrocarburos (Rodríguez y Little 2001). Al igual que la zona sobre presionada, las acumulaciones de petróleo y gas en el bloque están concentradas casi con exclusividad a la misma Formación Mina del Carmen, siendo poco frecuente encontrar niveles cargados por encima del tip de falla reconocido.

Figura 11. Sucesivas líneas sísmicas con orientación norte – sur con la interpretación de sistema de fallas sobreimpuesta. La sección C-C´ (este), incluye la ubicación del pozo EHa-4209, su relación con la falla principal de bloque y la profundidad de 2100m (línea roja) en la que se produce el aumento de presión hacia el gradiente profundo de la figura 9. La misma situación se refleja en la inmediata sección hacía el oeste para la ubicación del pozo EHa-4318, aunque la falla principal afecta menor espesor del intervalo inferior de la Fm. Cañadón Seco. Sección A-A´ con la proyección de los tips de la falla se define el espesor máximo esperado sometido a condiciones de sobrepresión. Se observa que en la ubicación para la “Nueva Propuesta” la sección con sobrepresión quedaría circunscripta a la Fm. Mina del Carmen.

De esta manera, es viable formular la interdependencia entre la condición de sobrepresión de los reservorios con los procesos tardíos de expulsión de hidrocarburos líquidos super maduros y con la prolongación vertical del sistema de fallas que actuó como principal vía de migración para el bloque. Si el sistema se mantuvo cerrado y en condiciones de presiones normales, de acuerdo con la columna hidrostática, hasta el ingreso de los petróleos maduros, el escenario de sobrepresión actual podría ser consecuencia del proceso de carga de los reservorios.

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CONCLUSIONES Los reservorios alojados en la Formación Mina del Carmen atravesados en las zonas norte y norte-centro del yacimiento El Huemul muestras evidencias de sobrepresión. Originalmente, el modelo de gradientes de presiones adoptado estuvo constituido por un gradiente somero (con pendiente caracterizada por un fluido de densidad aproximada 1 gr/cm3 para la Formación Cañadón Seco) y uno profundo (para la Formación Mina del Carmen) con valores de presión superiores a los esperados para una profundidad determinada. Con el avance del desarrollo, nuevos datos de presiones de reservorios permitieron generar varios modelos explicativos para la configuración de dichos gradientes de presiones. Los modelos analizados representan condiciones no estacionarias dentro del esquema evolutivo del sistema petrolero, aun en condiciones no estabilizadas. Cualquiera sea el escenario, conforme se profundiza la estructura en dirección oeste, de la misma manera (aunque con tendencia algo más abrupta), lo hace la zona de quiebre o salto de gradientes. El tipo de hidrocarburo producido esta descripto como maduro a super maduro con 40 y 43°API, características éstas, muy diferentes a la de los petróleos normales reportados regularmente para la Cuenca. La generación de este tipo de hidrocarburos estaría emparentada con eventos tardíos de expulsión desde la roca madre. Aparentemente estos petróleos habrían sido los únicos capaces de habilitar el proceso de carga del bloque, ya que no se registran mezclas de petróleos en los reservorios. Para el avanzado estado evolutivo de la Cuenca en el momento en que se expulsaron dichos petróleos, el marco estructural ya habría adquirido su configuración actual, por lo que la capacidad de las fallas principales de actuar como vías de migración vertical se limitó a su extensión vertical actual. Los puntos de terminación someros (tips) de cada falla, habrían controlado el ascenso de hidrocarburos a través de la columna sedimentaria, a la vez de delimitar las regiones sobre presionadas. Por lo tanto, la condición de sobrepresión parece deber su origen al proceso de ingreso de hidrocarburos al sistema. Debido a que la extensión vertical de estas fallas, rara vez se propaga más allá del tope de la Formación Mina del Carmen, la zona sobre presionada queda circunscripta a este mismo intervalo estratigráfico, ubicando a los reservorios de la Formación Mina del Carmen como el único objetivo. La combinación de estas variables, que hacen al sistema petrolero del bloque, conforma un marco empírico en el que se disminuye el riego e incertidumbre al momento de proponer nuevas ubicaciones de pozos, aun en posiciones estructurales bajas.

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DESARROLLO DE RESERVORIOS ASOCIADOS A TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS YACIMIENTO CAÑADÓN DE LA ESCONDIDA, CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE Fabián Pedro Oggier1, Víctor Guillermo Monsalvo1 1: YPF S.A., [email protected], [email protected]

Palabras clave: desarrollo, control estratigráfico, atributos sísmicos, Fm. Castillo, CGSJ

ABSTRACT Development of reservoir associated stratigraphic traps Cañadón de la Escondida Field at the southern flank of San Jorge Basin is an oil producer since 1961. The productive units are Bajo Barreal and Castillo. The incorporation of reserves by primary productions wells can be critical in times of strong increase in drilling activity, with this premise it was proposed to study the potential in areas where known mineralized levels of the Fm. Bajo Barreal and extend in the vertical reaching the levels of the Fm. Castillo Superior that had not been contacted. Through geophysical interpretation (geophysical geomorphology), channeled zones have been identified that allow optimizing the development of deep reservoirs. This contribution aims to show the development associated with traps with predominance of stratigraphic control in the lower part of Bajo Barreal Fm. it and the upper levels of the Fm. Castillo.

INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS El yacimiento Cañadón de la Escondida está ubicado al norte de la provincia de Santa Cruz, 25 km al Este de la ciudad de Las Heras, sobre el flanco sur de la herradura productiva de la Cuenca del Golfo San Jorge (Fig. 1). El área ocupa una extensión de 950 km2, forma parte del Área de Reservas Barranca Baya y tiene actualmente alrededor de 705 pozos productores y 135 inyectores activos, alcanzando una producción diaria estimada de 1650 m3/d. Se reporta producción de gas y petróleo desde el año 1961 de la Fm. Bajo Barreal. A partir del año 1980 se inicia la producción de petróleo de objetivos más profundos correspondientes a la Fm. Castillo (Mb. Sup). El campo inicia con la recuperación secundaria en el año 1990 en niveles de la Fm. Bajo Barreal que en la actualidad corresponde aproximadamente al 30% de su producción diaria. Las unidades productoras de hidrocarburo son la Formación Bajo Barreal (principalmente el Miembro Inferior) y la Formación Castillo Superior pertenecientes al ciclo Chubutiano, Hechem, J., y Strelkov, E. (2002).

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La estrategia de desarrollo fue cambiando con el tiempo pasando por etapas de mayor actividad de perforación con el objetivo de incrementar la curva de producción o con mejores márgenes de rentabilidad del negocio. La incorporación de reservas por pozos de primaria fue parte de la estrategia y puede ser crítica en momentos de fuerte incremento de la actividad de perforación, con esta premisa se propuso estudiar el potencial en zonas con niveles mineralizados conocidos de Fm. Bajo Barreal y extender dicho estudio a niveles más profundos que no se habían contactado de Fm. Castillo Superior.

Figura 1. Ubicación geográfica del yacimiento Cañadón de la Escondida

En general el desarrollo se ha caracterizado por la compartimentación de los bloques de explotación debida a la estructuración ya mencionada por Jalfin, et al., (2005). Con referencia a los modelos geológicos en CGSJ sugerimos consultar la detallada síntesis realizada por Hechem, J., (2015). El control estratigráfico es bien conocido en el ámbito de estudio (Hechem, J. y Strelkov, E., 2002; Jalfin et al., 2005 y Foster M. y G.M. Iovine, 2008). Se presenta un desafío al definir y documentar el tamaño de las trampas estratigráficas, evaluar los reservorios y estimar los volúmenes de reservas. Ejemplo de esta situación lo constituye la ubicación de pozos en zonas estructuralmente altas que no han contactado reservorios y por el contrario pozos que alcanzan importantes producciones de Hidrocarburos en zonas sin cierre estructural. La conectividad de los reservorios está limitada por discontinuidades laterales y variaciones de facies los cuales se han podido comprobar y definir al momento de avanzar con el desarrollo de este campo. Por medio de la interpretación geofísica (geomorfología sísmica) se han identificado zonas de geoformas canalizadas o “fajas de canales” Abreu et al., (2010), que permiten optimizar el desarrollo de reservorios profundos. La interpretación y mapeo de geoformas sísmicas alcanzó gran escala entre los años 2014 y 2016 aplicando lineamientos planteados por Foster, M. y G. Iovine, (2008).

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Esta contribución propone mostrar el desarrollo asociado a trampas con predominio de control estratigráfico de la sección basal del miembro inferior de la Fm. Bajo Barreal y los niveles superiores de la Fm. Castillo (Fig. 2). Se presenta la metodología aplicada y se discute sobre el modelo predictivo utilizado para ubicar los pozos. Columna Estratigráfica

Figura 2. Estratigrafía de la zona de estudio. Perfil tipo de las unidades mineralizadas. Track 2 muestra la curva de Potencial Espontáneo (SP) y los principales niveles con HC (círculos verdes). Track 3 perfil discreto Areniscas-Arcillas. Track 4 curva de Resistividad Profunda (AT90). Track 5 curva de Conductividad generada a partir de la curva AT90. Track 6 nivel estructural de referencia para el campo de TVDSS: 1500m y los marcadores sísmicos (Mks) del tope Mbro. Inferior de la Fm. Bajo Barreal (Mk12_BBInf) y el tope de Fm. Castillo (Mks2_Castillo); informalmente se define el techo de la Sección Tobácea con el Mk8.

METODOLOGÍA Partiendo de una correlación de detalle se construye el modelo 2D (capa-capa). En la construcción del modelo Estático 3D del área se utilizaron correlaciones de pozos, evaluaciones petrofísicas e interpretaciones geofísicas.

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Los datos geológicos de pozos con los que se trabajó fueron el control geológico (striplog y cutting), perfiles eléctricos, testigos rotados, datos de ensayos y datos de presiones (RFT y estimulaciones). Las técnicas geofísicas, estudios de horizon slice, y curvatura (Fig. 6) son de utilidad para delimitar el marco tectono-estratigráfico con el cual se caracterizó el modelo sedimentológico de reservorios multicapas. Modelo Sedimentario De manera simplificada y haciendo foco en la sección de la columna con HC comprobado, decimos que para esta zona la sedimentación del área se desarrolló principalmente en dos sistemas de transporte uno transversal y otro paralelo al sistema de fallas. Para el Mbro. Inferior de la Fm. Bajo Barreal, se describen cuerpos tabulares complejos, que en la sección superiores se presentan como cuerpos aislados, tabulares, con anchos de canal de 200 a 800m y de espesores de 1 a 3m; en direcciones longitudinales respecto de las estructuras. La sección basal presenta mayor contribución piroclástica, anchos de canal aprox. de 400 m y espesores de 2 a 5 m, con orientación general perpendicular a la estructura. En el caso de la Fm. Castillo los cuerpos se presentan aislados, tabulares y eventualmente meandriformes de 1 a 3 m de espesor, que desarrollan complejos arenosos de mayor espesor (4 a 6 m) y presentan ancho de canal de 200 a 600 m, con orientación perpendicular a la estructura. Modelo Estático 2D El modelo estático 2D se construyó con el armazón estratigráfico ajustado por correlación de pozos y presenta un primer orden de jerarquía asignados a los topes de unidades formales Bajo Barreal y Castillo. Despues se define el nivel de HC más alto conocido, el nivel más bajo de HC comprobado y se identifican los marcadores con los que se divide la columna productiva, en este caso son 14 Mks, no obstante, existen intervalos que producen agua, evidenciado la complejidad del mecanismo de llenado de estas trampas y la presencia de sellos locales Jalfin et al., (2005) . Los Mks definen secuencias compuestas por uno o más elementos de “complejos de canales” Abreu et al., (2010). Se ha utilizado la curva de Conductividad para ajustarlos y una adecuada combinación de esta curva con el perfil sónico (DT) permite discriminar la variación de las pelitas con mayor o menor participación tobácea. Esta subdivisión de escala métrica o decimétrica, permite discretizar y entender mejor las secuencias fluviales. Con estos marcadores ajustados se contabilizan los reservorios presentes en toda la columna y se define el patrón de apilamiento de reservorios (Wright y Marriott, 1993 y Abreu et al., 2010). Estos Mks se asignan a los niveles donde se horizontaliza la secuencia para identificar

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continuidad de reservorios en la construcción del modelo capa-capa (Figs. 3 y 4).

Figura 3. Panel de correlación Capa-Capa. Corte Sur-Norte, se muestra la continuidad del reservorio C-100 en los pozos A, B y C. Nótese que la “capa” C-100 es parte de la trampa estratigráfica mapeada en la fig. 4.

Figura 4 A la izq. Mapa estructural al Mks 4. Derecha. Mapa de espesor permeable de la trampa estratigráfica que representa al reservorio C-100. Resaltado en color rojo los pozos A, B y C.

Interpretación Sísmica Luego realizado el ajuste de tiempo-profundidad de los pozos A, B y C se identifica el evento de interés, capa C-100 (Fig.4), y se lo asocia a una respuesta en el cubo de amplitud sísmica (Fig. 5.), el reservorio identificado por pozos tiene un espesor aproximado de 6 metros o 6ms (TWT).

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Por esta razón se utilizaron técnicas enfocadas a la identificación de reservorios de poco espesor.

Figura 5. A la izq. sección sísmica que vincula los pozos A,B y C. Los pozos están ajustados en TWT, se presentan las curvas de SP (negro) y Resistividad profunda (amarillo) el evento de interés (trampa mapeada en Fig.4) tiene un espesor de 4 a 6 metros ò 6 a 10ms en TWT(verde), se encuentra asociado a un mínimo de amplitud sísmica (en azul). El evento identificado se asocia al Mk2 correlacionado con perfiles. Derecha. Isócrono de interés que representa el Mk2.

Para lograr las imágenes sísmicas de los canales fluviales, se toma de referencia el horizonte sísmico que coincide con el evento Mks2 identificado en los pozos, el cual es continuo en el bloque de estudio, asumimos que un evento representado por un reflector sísmico continuo representa una superficie geológica correspondiente a un tiempo depositacional. Luego el cubo sísmico es horizontalizado respecto al horizonte de interés, donde se observa un intervalo de tiempo alrededor del mismo que mantiene el paralelismo entre reflectores (Fig. 6.1). De esta forma es posible asumir que dentro de ese intervalo cualquier time slice es equivalente a un horizon slice y corresponden a una paleo-superficie depositacional. Las variaciones de las amplitudes sísmicas mostradas en cada uno de los horizon slice, revelan nítidas imágenes de geoformas interpretadas como cuerpos arenosos canalizados depositados por sistemas fluviales Foster e Iovine, (2008), Alvarez et al. (2013), utilizando la técnica de atributos como curvatura Chopra et al. (2008), Carozzi (2014), se resaltaron detalles más sutiles de las mismas (Fig. 6.2). La posibilidad de utilizar esta técnica para reconocer los cuerpos de poco espesor aún por debajo de la resolución sísmica, se explica porque el cuerpo tiene el espesor suficiente para generar un fenómeno de tunning. Modelo Petrofísico El modelo petrofísico cuantifica la arcillosidad, porosidad efectiva y saturación de agua, estima el contenido de material tobáceo y define el Net Pay. Se evalua individualmente cada uno de los

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Figura 6. 1. Horizontalización del corte sísmico presentado en la Fig. 5. respecto al Mks2. 2. Horizon slice de bloque de estudio con una blend de atributos de amplitud y curvatura con la superposición de las fallas interpertadas, la línea azul representa la sección sísmica Fig. 6.1. 3. Interpretación del horizon slice de Fig. 6.2, se observaron geoformas fluviales (flecha azul) y un dique intrusivo (flecha rojo). 4. Ampliación de la zona alrededor de los pozos A, B y C, donde se aprecia el sutil trazo de la geoforma fluvial asociada a la respuesta de perfiles de pozo.

niveles de la columna productiva que presentan diferentes características litológicas y petrofísicas. El cálculo del volumen de arcilla (Vcl) se realiza utilizando como curvas de entrada el Potencial Espontáneo (SP) y la Resistividad Profunda (RT). El cambio de la línea base de las curvas Resistivas (registro de inducción) permite discretizar los intervalos de trabajo que corresponden a Fm. Castillo, Sección Tobácea y Fm. Bajo Barreal Inferior, los cuales son ajustados con correlaciones y sísmica. La porosidad efectiva puede ser calculada del registro ΔT o del Densidad dependiendo de su disponibilidad. En el caso del ΔT se utiliza la ecuación de Wyllie, y con el Densidad se

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utilizan densidades de matrix discriminadas para la Fm. Bajo Barreal Inferior y la Fm. Castillo. Las densidades de matrix utilizadas se calibraron con determinaciones realizados en testigos laterales rotados. Para el cálculo de la saturación de agua (Sw) se utiliza la ecuación de “Simandoux”, que resuelve en arenas arcillosas, se ha utilizado también “Archie” llegando a pronósticos más conservadores y se ha descartado utilizar la ecuación de “Doble Agua”, ya que necesita mayor cantidad de parámetros sensibles de la fracción arcillosa (Fig. 7). El valor de Resistividad del agua de formación (Rw) utilizado es obtenido por pickett plot y ajustado con datos de salinidad obtenidos en análisis de producción. Para las variables “a”, “m” y “n” se asumen valores clásicos de Archie. El cálculo del Net Pay se realiza utilizando las curvas de Sw, Phie y Vcl. La tabla 1 muestra un promedio orientativo de los cut off y de Rw utilizados en cada una de las unidades. Finalmente se define calidad de reservorios utilizando un gráfico buckles Sw/Phie.

Tabla 1. Promedio “orientativo” de cut off en cada una de las unidades del bloque estudiado. Nótese el valor de PHIE bajo para Fm. Castillo, lo cual hace a estos reservorios fracturadependientes.

Figura 7. Petrofísica. Capas C-100 y C-20. Nótese en el track 1 la correspondencia entre la curva de SP (color rojo) y GR (color verde) para definir espesor total. El matcheo en los tracks 2 y 3 de la resistividad y la curva de Gas total del control geológico, la Resistividad profunda (color rojo), la Resistividad somera (color verde) y GT (color rojo). El track 4 muestra el ajuste de las porosidades calculadas con el perfil de Densidad (verde) el sónico (rojo) con datos de laboratorio (puntos azules).

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DISCUSIÓN Se planteó como hipótesis de trabajo la presencia de trampas estratigráficas con potencial de reservas a desarrollar, las cuales se generaron en un medio sedimentario de origen fluvial, dominado por ríos de baja sinuosidad y entrelazados. Las mismas pueden ser identificadas siguiendo el concepto de “fajas de canales” Abreu et al., (2010), interpretando en sismica elementos constitutivos principales (canales, llanuras de inundación y depósitos de derrames) y se pueden mapear ajustándose a una correlación de detalle. El cálculo de atributos sísmico permitió ajustar las interpretaciones previas sobre caracteres estructurales y rasgos estratigráficos. Como parte de la estrategia se identificaron zonas que estaban ya en producción y niveles con potencial interés para ser reparados, los cuales no habían sido ensayados o estimulados en otras épocas. Esto permitió definir fluidos y caracterizar reservorios aportando datos para actualizar el mapeo. Se limitaron nuevos prospectos donde se propuso perforar pozos de avanzada. Teniendo en cuanta estas premisas se perforó el primer pozo (Pozo A) en el año 2015, ubicado en la zona del eje de una zona de canales (channel fill) contigua a una zona de relación favorable de net gross, la propuesta buscaba desarrollar los reservorios conocidos en los bloques vecinos considerados cómo análogos e incorporar nuevos reservorios profundizando la columna productiva hasta los niveles de Castillo Superior. Esta propuesta presenta como antecedentes petroleros un pozo abandonado por razones técnicas, el pozo “C” (Fig. 3, Fig. 4) distante a 1000 m, perforado en el año 1971 al mismo nivel estructural y visualizado en esta nueva interpretación sísmica (Fig. 5 y Fig. 6), el cual reportó rastros de HC en las capas ensayadas de Bajo Barreal y no presentaba historia de producción. Un segundo pozo ubicado a 500 m al Oeste del pozo “A” perforado en el año 1985, sin rastros de HC fue supuesto como posible límite lateral de la trampa. Con el objetivo de disminuir el grado de incertidumbre, respecto de la extensión lateral de la trampa, se decidió perforar un pozo a 300 m al NO del pozo “A”, utilizando el criterio de distanciamiento considerado optimo en el desarrollo del campo y poder definir lateralmente la extensión productiva de la faja de canales. Ubicado entre los pozos “A” y “B” (Fig. 4). El tercer pozo perforado en el año 2016 corresponde al pozo “B”, ubicado a dos distanciamientos del “A” hacia el N, continuando con la zona central de la faja de canales visualizada en sísmica y ajustada por la correlación. Los resultados obtenidos durante los años 2015 y 2016 permitieron continuar con el desarrollo de reservas incorporando volumen en categoría de Probadas no desarrolladas (PND), Probables (PRO) y posibles (POS). La perforación de un pozo exploratorio que alcanzó la Fm. D-129 ubicado a 900 m Pozo “xp” (Fig. 4) permitió extender hacia el E la zona analizada. Se confirmó el modelo y permitió delimitar el borde de las trampas principales.

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CONCLUSIONES La integración de los datos petroleros, petrofísicos, geológicos y geofísicos constituye una herramienta multidisciplinaria que permite: • Identificar y caracterizar trampas con predominio de control estratigráfico, confirmando la hipótesis de trabajo planteada. Agregando valor al campo al incorporar volúmenes de reservas • La caracterización petrofísica es fundamental para definir la existencia de HC. • Con el modelo 2D comprobado, se está utilizando como dato de entrada para el modelado en 3D. • Para la zona se pudo ajustar las visualizaciones símicas con las observaciones de pozos, logrando estimar trampas con longitudes de mas de 1000 m y anchos de 300 a 400 metros. TRABAJO A FUTURO • El desafío es la implementación de Recuperación secundaria en zonas más profundas, que ahora sabemos han comprobado producción de estas trampas. • Evaluar oportunidades de proyectos de inyección temprana en zonas nuevas. • Definir la relación entre características petrofísicas y respuestas sísmicas, para futuros estudios de sismofacies o inversión sísmica. AGRADECIMIENTOS Los autores agradecen a las autoridades de YPF S.A. por permitir la publicación del trabajo. Un agradecimiento especial a Ana Limeres por su lectura crítica que contribuyó a mejorar este trabajo y a los árbitros por sus observaciones realizadas. REFERENCIAS CITADAS Abreu V., Neal J., Bohacs K., and Kalbas, J. 2010. Sequence

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Desarrollo de reservorios asociados a trampas estratigráficas Yacimiento Cañadón de La Escondida. Cuenca del Golfo San Jorge

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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CARACTERIZACIÓN DE LA FORMACIÓN POZO D-129 EN EL FLANCO SUR, CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE. MODELO GEOLÓGICO Y TÉCNICAS APLICADAS PARA LA PRODUCCIÓN DE GAS Y CONDENSADO EN EL YACIMIENTO CAÑADÓN SECO Mauricio Giordano1, Ariel Benso1 1: Sinopec Argentina, [email protected], [email protected]

Palabras clave: Pozo D-129, Cañadón Seco, Modelo Paleoambiental, Reservorios de Gas

ABSTRACT A paleoenvironmental model of the upper section of the source rock Pozo D-129 formation was generated in the Cañadón Seco field, located in the Golfo San Jorge basin southern flank. This model allows us to identify development opportunities and book reserves. The information of well log analysis, production tests, cutting lab analysis (thin sections - SEM) and seismic interpretation at the top & base of the sequence by identifying structures and geological bodies, allowed us to build the geological model for Pozo D-129 formation which could correspond to a transitional lacustrine shelf zone (proximal to distal) mostly composed of fine material from carbonate shore facies of low energy (oolitic limestones and fine grained sandstones) to mudstones with dissimilar carbonate content and abundant pyroclastic interbedding. Lab studies showed an important diagenesis with the formation of secondary porosity, mainly due to carbonate dissolution and dolomitization. These reservoirs are very good gas traps and have a strong structural dependence with a closure against faults. According to lab analysis there are regions with more than 15 % of secondary porosity, with very good connection between pores. Only three wells drilled Pozo D-129 formation upper section in the area, and they were hydraulically fractured. Several methodologies and treatment designs were used to minimize the formation damage caused by the fluids in order to contact as much reservoir as possible. The maximum gas production measured was 100 Mm3/d, with an estimated of 50-100 MMm3 gas reserves per well. Based on the good results, a development plan for the block located in the south-east of the field was proposed, it includes future deepening of old wells and new well drilling, with 750-1500 MMm3 gas in place for this block. In addition, stimulation of lower new zones into the section in the same wells are proposed, that could even more increase gas reserves in the block. The challenge for the future is to define if this reservoir is a mixture between Conventional, Tight Gas or Unconventional, due to lithological characteristics and the production behavior. For that reason, with the development of the block is also proposed a data acquisition plan including lab analysis and other studies to better understanding of the reservoir. Also, this study was the kick-off to evaluate the Pozo D-129 fm. as a new target in other fields of the southern flank of the basin, for instance in El Huemul and Meseta Espinosa fields.

INTRODUCCIÓN La Fm. Pozo D-129 es la principal roca generadora de la Cuenca del Golfo San Jorge, pero en los últimos años viene cobrando más importancia aún por su probado potencial como roca reservorio,

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que en algunos casos como el de este trabajo, también plantea la posibilidad de caracterizar a la formación en el bloque de estudio como una transición o híbrido entre “Convencional” y “No Convencional”. Por los antecedentes en yacimientos del Oeste de la Cuenca, se partió de la importancia en cuanto a producción de la Sección Superior de dicha formación. Por ello el estudio se centró en analizar los pocos pozos que la habían alcanzado y atravesado en el yacimiento Cañadón Seco (Fig. 1), ubicado a 5 km al sur de la ciudad de Caleta Olivia, Provincia de Santa Cruz, y en yacimientos vecinos del Flanco Sur de la Cuenca del Golfo San Jorge. Fundamentalmente con datos de perfiles, sumado a la interpretación sísmica y los estudios de laboratorio, se generó un modelo geológico paleoambiental de la mencionada Sección Superior para la zona sur del yacimiento Cañadón Seco, que limita con Cañadón León en cercanías de la costa del Océano Atlántico. Para el área de estudio y según datos de sísmica, entre las tres Secciones en que puede dividirse la Fm Pozo D-129 (Superior, Media e Inferior), la Sección Superior asignada al Aptiano (Figari et al. 1999; Sylwan et al. 2008) y objetivo de este trabajo, muestra un aumento en el volumen de aporte de sedimentos, especialmente de material tobáceo, el cual superaría el espacio de acomodación disponible, dando lugar a procesos de agradación vertical. Para esta sección los depocentros se hallan integrados, con su principal desarrollo ubicado al Norte del área de estudio hacia donde se profundiza la cuenca.

Figura 1. Ubicación zona de estudio sobre el mapa estructural del tope Fm. Pozo D-129

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Caracterización de la Formación Pozo D-129 en el Flanco Sur, Cuenca del Golfo San Jorge. Modelo geológico y técnicas aplicadas para la producción de gas y condensado en el yacimiento Cañadón Seco

MODELO GEOLÓGICO PALEOMABIENTAL Con el análisis de todos los sondeos que alcanzaron la Fm. Pozo D-129, no solo en Cañadón Seco, sino también en los yacimientos vecinos Cañadón León y Tres Picos y con la ayuda de la sísmica 3D, se fue elaborando un modelo de depositación que se consolidó fundamentalmente con el análisis de laboratorio de los recortes de perforación (cutting) de los pozos y con los resultados de la intervención con equipo de WO de 3 pozos de Cañadón Seco que atravesaban la Sección Superior (uno en su totalidad y los otros dos en forma parcial). En dichos pozos, perforados entre los años 2000 y 2001, y con la evidencia de gas e hidrocarburos livianos durante los test de terminación de los mismos, se decidió estimular con fractura la primera zona de interés, la cual resultó muy buena productora de gas con poco condensado para el caso de los dos primeros pozos en el Bloque 1 y de petróleo liviano para el caso del tercer pozo en el Bloque 2. (Fig 2), que se expondrán en detalles más adelante.

Figura 2. Mapa estructural en profundidad del tope de la Fm. Pozo D-129 con los tres pozos productores.

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Analizando la sísmica en detalle para la Sección Superior de la Fm. Pozo D-129, quedaron evidenciadas zonas de incrementos de espesores dentro de dicha Sección, que también se destacan mediante extracción de amplitudes y descomposición espectral. En los cortes sísmicos se observan cuerpos o geoformas con límites estratigráficos que se pueden ver bien en los cortes W-E. Tanto el mapa de isoespesores como los cortes horizontalizados, muestran estas zonas de mayor espesor de sedimentos, que podrían interpretarse como depósitos de agradación vertical en ambiente de prodelta de baja energía, con posibles flujos tractivos del frente deltaico, que podrían acarrear sedimentos desde la plataforma lacustre proximal hacia la distal. La litología correspondiente a dichos cuerpos y que corresponderían a la zona productora en los pozos estimulados, se caracteriza por secuencias de rocas de grano mayormente fino, con predominio de fangolitas o limoarcilitas en su mayoría calcáreas (algunas bituminosas), gradando a limolitas y escasas areniscas finas, con fuerte participación tobácea como matriz. Las tobas vítreas y tobas arenosas también se asocian en este tramo de la columna, ya sea por lluvia de cenizas volcánicas o por retrabajos de las mismas. A toda esta secuencia, intercalan importantes niveles de caliza oolítica y gracias al estudio de laboratorio, se pudo confirmar la importancia del contenido y reemplazo carbonático en casi todos los tipos litológicos descriptos (en calcita o dolomita). Este reemplazo y posterior disolución de los carbonatos por diagénesis, según el análisis de cortes delgados, produjo la generación de porosidad secundaria con buena conexión entre poros (microporos hasta mesoporos con hasta más del 15 % de porosidad efectiva), responsable de la acumulación y producción de gas y condensado.

Figura 3. Mapa de isoespesores (diferencia entre base y tope de la Sección Superior Fm. Pozo D-129

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Caracterización de la Formación Pozo D-129 en el Flanco Sur, Cuenca del Golfo San Jorge. Modelo geológico y técnicas aplicadas para la producción de gas y condensado en el yacimiento Cañadón Seco

En el Bloque 1, donde se encuentran dos de los pozos testeados, se puede delinear un polígono encerrando los mencionados cuerpos que hacen incrementar el espesor, con límites estratigráficos hacia el Oeste y el Este. Hacia el Sur está limitado por una falla profunda que buza

Figura 4. Corte sísmico horizontalizado a la base de la Sección Superior de la Fm. Pozo D-129. Puede observarse el engrosamiento asociado a depósitos de agradación vertical.

Figura 5. Corte sísmico NE-SW de una nueva propuesta de pozo.

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hacia el mismo sentido y genera buenas condiciones de entrampamiento con cierre contra dicha falla. Dentro de dicho polígono y con el espesor estimado de la zona de interés fracturada, se efectuó una volumetría y se calcularon las reservas (Ver Tabla 1), teniendo en cuenta que no se contactó todavía el agua estructura abajo yendo hacia el Norte, por lo que este límite puede ser relativo y podría continuar hasta la siguiente falla que genera el Bloque 2. Además, con esto se planteó el futuro desarrollo de pozos nuevos en las mejores posiciones estructurales, estimándose la perforación de 2 nuevos pozos para fines del 2018 o comienzos de 2019. (Figs 3, 4 y 5) En otras zonas, como en el Bloque 2, en el bloque del extremo norte y en el sur del área de estudio, sólo se identifican los límites occidentales de estos contrastes de incrementos de espesor. (Figs 6 y 7)

Figuras 6 y 7. Cortes sísmicos W-E al Norte y al Sur del Bloque 1.

Utilizando el área determinada en la sísmica (1.85 km2), un espesor neto entre 15-30 m, porosidad entre 8-12%, Sw entre 45-55%, Presión de reservorio de 265 kg/cm2, Temperatura de reservorio de 107.5 °C y un Bg de 0.00462; se calcula un Gas in-situ mínimo y máximo de 216.4 y 793.5 MMm3 de Gas (6.1-22.4 BCF). (Tabla 1)

Tabla 1. Volumetría

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Caracterización de la Formación Pozo D-129 en el Flanco Sur, Cuenca del Golfo San Jorge. Modelo geológico y técnicas aplicadas para la producción de gas y condensado en el yacimiento Cañadón Seco

Con los perfiles de los pozos se puede seguir muy bien la correlación entre los Bloques 1 y 2 del tope de la Fm. Pozo D-129 y su Sección Superior, considerando el importante distanciamiento entre ellos. En la Fig. 8 se observa un corte, donde se indica la zona estimulada con fractura, los detalles de las mismas y la producción de los pozos.

Figura 8

Las principales fallas en la zona de estudio buzan hacia el sur, afectan hasta el basamento y generan buenas trampas estructurales que, combinadas con las trampas estratigráficas descriptas, forman el objetivo principal para el desarrollo de la Fm. Pozo D-129 en estos bloques del yacimiento Cañadón Seco. En cambio, hacia el Sur en el límite con el yacimiento Cañadón León se desarrolla la falla más importante de la zona, que por el contrario buza hacia el Norte como todas las fallas principales del flanco Sur de la Cuenca del Golfo San Jorge. En ella se observa un gran rechazo, mostrándose activa en los tiempos en que se depositó la Sección Superior de la Fm. Pozo D-129, actuando como control de las márgenes del antiguo lago y siendo responsable de los ambientes depositacionales interpretados en el modelo geológico paleomabiental. En la Fig. 9, el corte sísmico muestra la mencionada falla, con la base de la Sección Superior horizontalizada, observándose el gran incremento de espesor. Esto se interpreta como facies litorales y de plataforma proximal, con abanicos deltaicos como los vistos en la Fig. 10 en el mapa

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de Amplitudes RMS cercanas al tope de la Fm. Pozo D-129. Estos serán fuente de futuros estudios en el área como potenciales reservorios.

Figura 9. Corte sísmico NW-SE, mostrando la falla principal con el gran incremento de espesor para la Sección Superior de la Fm. Pozo D-129, interpretado como facies proximales y litorales del antiguo lago.

Figura 10. Mapa de Amplitudes RMS cerca del tope de la Fm. Pozo D-129, mostrando un abanico deltaico. Se interpreta la zona de prodelta correspondiente con el Bloque 1.

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En la Fig. 11 se grafica el modelo geológico paleoambiental de la zona de estudio, integrado con el análisis litológico realizado en laboratorio con las muestras de cutting de los pozos (contribución Dr. Oscar Limarino).

Figura 11. Modelo geológico paleoambiental para la Sección Superior de la Fm. Pozo D-129 en la zona de estudio entre los yacimientos Cañadón Seco y Cañadón León.

El abundante contenido de carbonatos en los distintos tipos litológicos, mayormente presentes por reemplazo (calcita y dolomita) y su posterior grado de disolución, provocó una importante porosidad secundaria expresada con microporos hasta mesoporos y escasos macroporos. También se observó en laboratorio generación de porosidad por dolomitización y por alteración de arcillas, como en el caso de zeolitas en las tobas.

Figura 12. Ejemplo del efecto del cemento dolomítico (D) formando porosidad secundaria (PS) correspondiente a microporos. En el proceso de imágenes se observa en rojo la porosidad calculada en 6% y la buena conexión entre poros.

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En la Fig. 12 se muestra un ejemplo de la porosidad generada en una fangolita por el cemento de dolomita y la conexión entre los poros. En la Fig. 13 se observa otro ejemplo en una limoarcilita, donde se genera porosidad por disolución del cemento de calcita. En la Fig. 14 se presenta una imagen de microscopía electrónica SEM donde también se observa las distintas porosidades en una limoarcilita y el material calcáreo cristalino parcialmente disuelto.

Figura 13. Trozo de Limoarcilita F/C Fangolita con reemplazo carbonático y formación de porosidad secundaria PS por alteración y reemplazo del cemento CC. Al lado, la misma muestra con aumento mostrando el tamaño de poros y su relación con los carbonatos.

Figura 14. (Microscopía electrónica en muestra del pozo A). Microporosidad a mesoporosidad (A) con macroporosidad anómala (B). Se observa material calcáreo cristalino parcialmente disuelto (C)

Además de la zona evaluada dentro de la Sección Superior de la Fm. Pozo D-129, quedan otras zonas de interés para futuras intervenciones y testeos a realizar en el próximo desarrollo de pozos nuevos. Estas otras zonas de interés pueden observarse en la Fig. 15 señaladas en el perfil de Mud Logging del pozo A.

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Figura 15. Perfil de Mud Logging del pozo A. Zona 1 fracturada y productora de gas y condensado. Zonas 2 y 3 a evaluar en futura intervención y en pozos nuevos.

ANTECEDENTES DE PRODUCCIÓN En los yacimientos Cañadón Seco y Cañadón León muy pocos pozos atravesaron la parte superior de la Fm. Pozo D-129. Solamente 4 de ellos se punzaron y ensayaron durante la terminación, 3 ensayaron gas más agua con baja presión de fluencia (Pozo A: Surgen 244 l/h Agua + Gas, PD: 6 kg/cm2 y PE: 94 kg/cm2; Pozo B: Surgen 120 l/h Agua + Gas, PE:10 kg/cm2; Pozo C: 480 l/h Agua + Gas, PD: 2.1 kg/cm2) y el restante ensayó Sin Entrada; por lo tanto, las capas no quedaron en producción. Para el caso del yacimiento Cañadón León, varios pozos atravesaron la Fm. Pozo D-129 por encontrarse a menor profundidad, con la diferencia que la mayoría de los pozos ensayaron bajo caudal de petróleo o agua (por ej. el pozo que se estimuló ensayó 264 l/h de Petróleo c/ 50% de agua antes de la fractura).

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ESTIMULACIÓN DEL RESERVORIO En los mencionados yacimientos nunca se había realizado una fractura hidráulica a dicha formación, por lo tanto, no se contaba con información sobre el comportamiento de los mismos para usar como analogía. En base a los antecedentes de producción y a la descripción de los reservorios, seleccionamos 5 pozos a estimular a través de fracturas hidráulicas. El objetivo de la misma era tratar de contactar la mayor área posible del reservorio para obtener la mejor productividad del mismo. La primera fractura (Pozo A) se realizó con espuma de CO2, al tratarse de un reservorio de gas se buscaba minimizar el daño de formación al utilizarse un 60% menos de agua. Sumado a la energización adicional que le da el CO2 durante la limpieza de la misma y existiendo además abundante presencia de carbonatos en el reservorio, podía haber un efecto de disolución de los mismos. La Tabla 2 muestra una comparación entre una fractura con gel reticulado y una con espuma de CO2.

Tabla 2. Comparación Fractura con fluido base Gel reticulado vs Base Espuma de CO2

El diseño fue el de una fractura con espuma de CO2 convencional, con una calidad de espuma del 60%. El caudal de bombeo fue de 16 bpm con una rampa de concentraciones de agente sostén. Además, se usaron 4 tamaños de mallas diferentes (13% de 50/120, 17% de 40/80, 22% de 30/50 y 48% de 20/40) bombeándose un total de 759 sacos en formación. Del análisis del DFIT se pudieron obtener los siguientes datos del reservorio, gradiente de fractura 0.67 psi/pie, presión poral de 255 kg/cm2 y permeabilidad de 0.55 mD. Según simulaciones, se logró una geometría de

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fractura de 60 m de longitud y altura total, ancho de 5mm, concentración areal máxima de 0.85 lb/pie2 y una conductividad de 1510 mD*pie. En el caso de los demás pozos candidatos, para ahorrar costos y por no tener disponibilidad de los equipos para la fractura con espuma de CO2, se realizaron fracturas con fluido base de gel reticulado. El tamaño de fractura buscado era el mismo, pero los diseños fueron diferentes. En el Pozo B se planificó bombear 750 sacos de arena malla 20/40 a 16 bpm con rampa escalonada de concentraciones, pero se produjo un arenamiento. Los resultados del DFIT fueron similares al Pozo A, gradiente de fractura 0.66 psi/pie, presión poral 270 kg/cm2 y permeabilidad de 0.3 mD (Fig. 16), solo se observa una diferencia en las pendientes de las declinatorias que puede deberse a mejores propiedades del reservorio en el Pozo A (mayor leak off).

Figura 16. Comparativa DFIT Pozo A vs Pozo B

Debido al arenamiento, solo se logró bombear a formación 195 sacos, obteniéndose una geometría mucho menor de fractura que la diseñada (Fig. 17) Para el caso del Pozo C, la fractura se diseñó limitando su tamaño, por encontrarse la zona a estimular muy cercana a una capa que ensayó alto caudal de agua en la terminación del pozo. Por lo tanto, se bombearon en total 207 sacos a la formación, de los cuales 80 eran de arena malla 50/120 y 127 de malla 20/40. Teniendo como experiencia estas 3 estimulaciones, más las realizadas en los yacimientos vecinos, con sus respectivos diseños de tratamiento e instalaciones usadas, se realizan las siguientes recomendaciones para futuras intervenciones:

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Figura 17. Comparativa fractura Pozo A vs Pozo B

•

Utilizar fluidos base agua con gel activado de baja carga polimérica, por su menor complejidad durante la operación y menor costo.

•

La cantidad de sacos a utilizar dependerá del espesor a estimular, pero se recomienda lograr una concentración areal de 1500 lb/pie de agente sostén, por ejemplo para 20 m de reservorio a estimular la cantidad de sacos recomendado es 985.

•

Caudal de bombeo de 30 bpm, los tratamientos realizados fueron a menor caudal lo que ayudó a que se produzca el arenamiento.

•

Se sugieren utilizar 2 ó 3 tamaño de mallas diferentes y una rampa de concentraciones escalonada, para mejorar la generación de la fractura y de su geometría.

•

En cuanto al diseño de la instalación se sugiere el uso de casing de 5 ½”, 17 lb/pie, N-80, fracturar por tubing de 3 ½” y punzar con 6 tpp, fase 60° y carga de 32gr.

PRODUCCIÓN Luego de la estimulación del pozo A, empezó a surgir gas con agua de fractura y arena a alta presión, por lo que debió instalarse un desarenador para poder ensayarlo. Del test inicial se

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pudieron comprobar muy buenos caudales de gas y condensado (Caudal máx. 210 Mm3/d de gas y AOF de la IPR de 243 Mm3/d). Pero el aporte de arena y la alta presión no nos permitieron realizar un ensayo completo del mismo (Figs. 18 y 19).

Figura 18. Test Well A

Figura 19. IPR

Una vez puesto en producción se lo tuvo un tiempo restringido para poder adecuar las instalaciones de superficie y manejar las altas presiones de producción. El caudal máximo de gas fue de 68 Mm3/d de gas y 9.35 m3/d de condensado (52 °API). El gas está compuesto por un 85,2 % de metano y contiene un menos de 1% de CO2. En la Fig. 20 se observa la historia de producción pre y post fractura de la fm. Pozo D-129.

Figura 20. Historia de producción Pozo A

En la Fig. 21 se muestra la historia de las presiones dinámicas medidas en boca de pozo y los diferentes cierres realizados en el pozo. En los cierres más prolongados se observa que la declinación de la presión de reservorio es poco más del 15% en 1,5 años de producción.

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Figura 21. Historia de presiones Well A

Figura 22. gráfico P/Z

De la estimación de reservas a través del gráfico P/Z (Fig. 22) se obtuvo que las reservas recuperables son aproximadamente 115 MMm3 de gas. En el pozo B debido al arenamiento la fractura fue de menor tamaño, lo que se ve reflejado en su menor productividad. A pesar de esto, la producción es muy buena y confirmó el potencial de la Fm. Pozo D-129 como productora de gas en la zona. Caudal inicial de gas 35.5 Mm3/d de gas y 9.6 m3/d de condensado (43 °API). El gas está compuesto por un 87 % de metano y contiene 0.15% de CO2. La Fig. 23 muestra la historia de producción pre y post estimulación del pozo B. Por declinación calculamos una reserva de 50 MMm3 de gas al límite económico (Figs. 24 y 25).

Figura 23. Historia de producción Pozo B

Figura 24. gráfico P/Z

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Figura 25. Historia de presiones Pozo B

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El pozo C a pesar de realizarse una fractura chica para tratar de evitar la zona de agua, la respuesta en producción fue muy buena. Pero a diferencia de los primeros 2 pozos, éste tuvo mayor producción de líquido. Durante el ensayo post fractura surgió petróleo + gas con baja presión, por lo tanto se optó por producirse con bombeo mecánico. El pozo tuvo un caudal inicial de 10.5 m3/d de petróleo (líquido 22 m3/d) y 28.75 Mm3/d de gas (Fig. 26). En este caso el petróleo tiene una densidad de 36 °API, más denso que los del otro bloque.

Figura 26. Historia de producción Pozo C

Las producciones de los 3 pozos mencionados anteriormente representan el 25% de la producción de gas del yacimiento, como se puede observar en la Figura 27.

Figura 27. Contribución de producción de gas Fm. Pozo D-129

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PLAN DE DESARROLLO En base a los buenos resultados obtenidos de las intervenciones con equipo de work over en los bloques de los pozos A, B y C, se plantea un desarrollo para dichos bloques y para bloques vecinos donde no existen pozos que hayan alcanzado la Fm. Pozo D-129. En el bloque de los pozos A y B se propusieron perforar 5 pozos, de los cuales 3 son desviados y 2 verticales. El objetivo de los mismos es alcanzar la sección superior de la Fm. Pozo D-129, pero también como objetivo secundario se busca producir en el futuro los reservorios tradicionales de las formaciones Cañadón Seco (Miembros CS1 y CO) y Mina El Carmen. También se proponen las profundizaciones de 2 pozos, a los cuales les faltan solo 200 metros para alcanzar los objetivos descriptos anteriormente (Fig. 28). En el bloque del pozo C se propone la perforación de 3 pozos verticales y la profundización de 1 pozo. En otras zonas del yacimiento, donde no hay pozos perforados actualmente que lleguen a la Fm. Pozo D-129, la perforación de 3 pozos y la profundización de 6 más.

Figura 28. Plan de desarrollo

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En total se desarrollarán unas reservas de 25 MMm3 de petróleo equivalente (615 MMm3 de gas). En la Fig. 29 se muestra el pronóstico de producción de gas asociado a dichas reservas, que nos permite mantener un plateau de producción de gas de 420 Mm3/d por 3 años.

Figura 29. Pronóstico de Producción de Gas

CONCLUSIONES Teniendo en cuenta la caracterización de los reservorios descriptos, se plantea la hipótesis de que dichos reservorios pueden ser un híbrido entre “Convencional” y “No Convencional”, (por su litología de carácter fino con su particular porosidad secundaria, por ser parte de la roca generadora de la cuenca y por ser necesaria la estimulación con fracturas para su producción). Para poder llegar a tales afirmaciones se programaron una serie de estudios para cuando se perforen los nuevos pozos, tales como coronas, PVT, análisis de procedencia de hidrocarburos y ensayos de well testing, además de TOC-reflectancia de vitrinita, que ya se pusieron en marcha para poder llegar a mejores conclusiones. El modelo descripto y la buena respuesta de los pozos productores de gas y condensado, nos da sustento para proyectar un importante desarrollo dentro del yacimiento Cañadón Seco, aplicando las técnicas de terminación y estimulación sugeridas en este trabajo, lo que hará incrementar considerablemente las reservas. Además, alentará a nuevos estudios en otras áreas con similares características en el flanco sur de la Cuenca del Golfo San Jorge.

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AGRADECIMIENTOS Los principales agradecimientos por su colaboración y pleno soporte para los datos sísmicos son para Pamela Blanco Dufau. Además, se agradece a Oscar Limarino por su valioso aporte, así como también a Adrián Corbelleri, Sergio Giordano, Andrés Ansa, Silvia Tejada, Eugenia Covo, Martín Sfreddo, Edgardo Alfaro, que ayudaron en mayor o menor medida en este trabajo y continúan brindando su apoyo para que el proyecto de desarrollo siga adelante. REFERENCIAS - Aguiar Mariana, L. Ferreira, E. Pieroni y Y. Kamer-

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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CARACTERÍSTICAS DE LOS PALEOCAUCES FLUVIALES DEL GRUPO CHUBUT EN EL ÁMBITO DEL CUBO SÍSMICO 3D DE LAGUNA JANAREZ, CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE Matías Miguel Salvarredy Aranguren1, Mauro Tellería1, Pablo Álvarez1 1: YPF S.A. & UNPSJB, [email protected], [email protected], [email protected]

Palabras clave: Paleocauces, Grupo Chubut

ABSTRACT The 3D seismic cube of Laguna Janarez was acquired in 2008 by YPF S.A, covering the oilfields Cerro Guadal Norte (CGuN) and El Guadal Sur (EGS), both situated in the Santa Cruz Province. The 3D cube presents a good seismic image quality, allowing the interpretation of several channel-form features by using horizon slices. In this way, it is possible to describe paleochannel bodies and define their characteristics such as length, width, direction and thickness, if the channel body was intercepted by a well. These characteristics are extremely important, both to stablish the potential sands stacking in a development or prospective area, and, to improve sand correlation in secondary recovery projects, where it is critical to know preferential direction of sand distribution to flood the reservoir. Moreover, these data can be critical to delimit variograms of stochastics models in new development areas. An inventory of channel-form features was conducted, which allowed to detect 182 and 77 paleochannel features in CGuN and EGS, respectively. The methodology does not have the same performance for all geological units. For example, channelized features within the Sección Tobácea unit show reduced thickness as observed in well logs, and this technique allowed to identify the most of paleochannels features, because of a better seismic contrast. As a conclusion, paleochannels of the Chubut Group for the area covered by this 3D seismic cube were essentially oriented NW-SE, showing an important structural control. Only subtle differences in architecture among the units of the Chubut Group were detected. The most frequently identified features are meander belts. Channel width in both oilfields (CGuN & EGS) are narrow (ẋ=166m) for the Castillo Fm., while those within the Bajo Barreal Fm. (excluding features within the Sección Tobácea) are wider (ẋ= 219m in CGuN and ẋ=288m in EGS). These temporal variations are very useful to stablish the spacing between wells.

INTRODUCCIÓN La adquisición de sísmica 3D y un apropiado procesamiento de datos permiten la interpretación de cubos sísmicos 3D de gran utilidad en los yacimientos de la Cuenca del Golfo San Jorge. Dado que los niveles productivos que se concentran mayormente en las sedimentitas del Grupo Chubut responden mayoritariamente a un ambiente de depositación fluvial, la combinación de la compleja arquitectura fluvial (Bridge et al. 2000) y el fallamiento extensional e inversión tectónica posterior han sido claves en la generación de yacimientos convencionales de hidrocarburos en la Cuenca del Golfo de San Jorge (Jalfin et al. 2002).

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La descripción de los niveles de reservorios en estas secuencias fluviales se ha abordado de diferentes maneras, desde la descripción de afloramientos (Feruglio 1949; Sciutto 1981; Hechem et al. 1990; Bridge et al. 2000; Tunik et al. 2004; Paredes 2005; Umazano et al. 2012; Paredes et al. 2016); mayormente con información de pozos (Lesta 1968, Lesta y Ferello 1972, Pezzi y Merodi 1972; Clavijo 1986; Anzulovich y Jauregui 1989; Hechem 1994 y 1998, Ronanduano 2006, Sanagua et al. 2002) y otras basadas en información de subsuelo, principalmente, fundamentadas en interpretación sísmica (Wood et al. 2002; Lenge y Galarza 2005; Foster y Iovine 2007; Foster e Iovine 2008; Santangelo et al. 2010; Alvarez 2012; Ferreira et al. 2013; Lopéz Angriman et al. 2014). Algunos de estos trabajos abordan la detección de paleocauces, en particular Foster e Iovine (2008) hicieron un análisis prospectivo de geometría y paleodrenaje regional de los sistemas fluviales de la Formación Castillo y Sección Tobácea. Sin embargo, como el cubo sísmico 3D Laguna Janarez estaba, para dicho momento, en proceso de adquisición los yacimientos abordados en ese trabajo no pudieron ser incorporados. Este trabajo presenta un inventario de todas las geoformas detectadas hasta la fecha en el cubo sísmico 3D Laguna Janarez, y ofrece una caracterización regional de estos paleocauces fluviales del Grupo Chubut para los Yacimientos Cerro Guadal Norte y El Guadal Sur (Fig. 1).

Figura 1. Ubicación de la zona de estudio. El área de la malla azul representa el cubo 3D de Laguna Janarez. Se aprecia que el mismo abarca los Yacimientos Cerro Guadal Norte (CGuN) y El Guadal Sur (EGS).

En la Fig. 1 se detalla la ubicación del área de trabajo, que comprende los Yacimientos Cerro Guadal Norte (CGuN) y El Guadal Sur (EGS), siendo estos bloques cubiertos por el cubo 3D Laguna Janarez (mallado azul en la figura 1). Ambos yacimientos se localizan en la provincia de

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Características de los paleocauces fluviales del Grupo Chubut en el ámbito del cubo sísmico 3D de Laguna Janarez, Cuenca del Golfo San Jorge

Santa Cruz, en el ámbito la faja corrida y plegada de la Cuenca del Golfo San Jorge. El Yacimiento Cerro Guadal Norte está situado a unos 50 km. al Oeste de la localidad de Las Heras, representando la unidad más oriental del área de reserva (AdR) de Cerro Piedra-Los SauceCGuN. El área comprende 86 pozos perforados cuya producción es primaria, la mayoría de los cuales se ubican sobre el eje del anticlinal de Cerro Guadal Norte, en especial sobre la zona norte del mismo. Este yacimiento comenzó su desarrollo en 1995 con campañas de perforación que se ejecutaron de modo discontinuo. Los pozos realizados en este yacimiento tenían como objetivo producir hidrocarburos de la Formación Bajo Barreal con profundidades finales próximas a los 1000 mbbp. Posteriormente, comenzaron a perforarse objetivos prospectivos que alcanzaron las Formaciones Castillo y Pozo D-129 (Santagelo et al. 2010), teniendo en cuenta los antecedentes del Yacimiento vecino Estancia Cholita. Por su parte, el Yacimiento El Guadal Sur, ubicado 30 km al Oeste de la localidad de Las Heras (ver Fig. 1), que pertenece al AdR Lomas del Cuy, limitado hacia el Este por el bloque Laguna Janarez, al Norte por el bloque El Guadal Batería 2, ambos del mismo AdR, y hacia el Sur limita con el Yacimiento Cañadón Vasco. El bloque cuenta con 288 pozos perforados, todos sobre el anticlinal El Guadal Sur, cubriendo gran parte de su superficie. La historia del bloque comenzó en el año 1977, cuando se perforó el primer pozo exploratorio. Entre los años 1995 y 1999 se produjo la campaña de perforación más intensiva, siendo la Formación Bajo Barreal el objetivo principal, con profundidades finales cercanas a los 700 mbbp. En el año 2015 y 2016 se perforaron pozos con objetivos profundos (Formaciones Castillo y Pozo D-129) obteniendo buenos resultados para ambas formaciones. METODOLOGÍA La detección de geoformas fluviales mediante la utilización del dato sísmico es una práctica común y extendida desde hace casi 10 años con resultados prospectivos positivos (Foster y Iovine 2008, Santángelo et al. 2010, Alvarez 2012). La técnica de detección consiste en reconocer patrones fluviales a lo largo de distintos “horizon slices” del cubo sísmico registrado. La posibilidad de visualizar reservorios situados al límite de la resolución sísmica o, incluso por debajo (límite de detección) depende de tres factores: contraste de impedancia entre el reservorio y la roca adyacente; un correcto procesado sísmico del cubo 3D principalmente tratando de ser conservadores con procesos de filtrado o compensación de frecuencia, y una interpretación sísmica confiable de un horizonte que nos brinde una cobertura areal significativa (Foster e Iovine 2007). Usar esta forma de detección requiere que la calidad del horizonte interpretado sea lo más suave posible (sin tortuosidad). Otras técnicas, como el análisis por ventanas usando descomposición espectral, pueden ayudar a minimizar este requerimiento y acelerar el proceso de búsqueda/detección (Partyka et al. 1999).

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Para la técnica de “horizon slices” deben interpretarse distintos reflectores sísmicos en la zona de interés. Dichos reflectores corresponden a cambios de impedancia acústica relacionables con distintas facies sísmicas vinculadas a procesos de depositación geológicos. Al restituir a la horizontal el cubo sísmico usando uno de esos horizontes interpretados como referencia (horizon slice), esa sección puede ser observada en planta respondiendo a un mismo tiempo geológico de depositación (Fig. 2 y 3). Es útil siempre en este tipo de búsquedas de paleocauces en secciones horizontalizadas usar paletas de colores monocromáticas. De esta manera podemos reconocer patrones/formas de distribución que presumiblemente responden a un mismo evento sedimentario. Esta metodología ha sido de gran utilidad para la interpretación de geoformas fluviales en los distintos activos de la regional Santa Cruz (Alvarez 2015). Una vez interpretado el evento fluvial, al mismo se lo reconoce en tiempo sísmico (TWT) y se evalúa si ha sido alcanzado por algún pozo para así identificarlo en los respectivos perfiles. Para ello es necesario que los mismos cuenten con una buena ley tiempo-profundidad para poder ubicarlo tanto en TWT como en Z. Esta información suele ser crucial ya que en muchos casos los pozos no cuentan con registro sónico completo y/o VSP presentando ambigüedades respecto a la posición en profundidad del evento geológico en cuestión.

Figura 2. Metodología implementada para la detección de Geoformas (tomado de Alvarez 2013).

En caso de haber detectado el evento sísmico a nivel de pozo, se observa el potencial petrolero de dicha capa, los ensayos (si hubiera), la posición estructural, presencia de fallas profundas en las cercanías (vías de migración) y la posibilidad de desarrollo de dicho evento en otras zonas. Con esta información, es posible evaluar el potencial de mineralización y reservorio que presenta la geoforma identificada y optimizar la posición de pozos nuevos, corrimientos, proponer reparaciones, avanzadas y profundizaciones.

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Características de los paleocauces fluviales del Grupo Chubut en el ámbito del cubo sísmico 3D de Laguna Janarez, Cuenca del Golfo San Jorge

Generalmente, los eventos fluviales visualizados en las formaciones de interés poseen un ancho (por sísmica) de unos 200/300m con longitudes, espesores y formas variables. El espaciamiento entre líneas del cubo sísmico 3D (distancia entre bins) es de 25 m, con lo cual, el efecto de una geoforma vista en sección estará representada a lo largo de unas 8 a 12 trazas. Por otro lado, la resolución sísmica vertical (resolver tope y base del reservorio) ronda los 25 m, con lo cual la detección realizada por el intérprete está por debajo del límite de resolución. Es por lo que la interpretación y análisis a nivel de pozo se debe realizar en conjunto con el geólogo de la zona para determinar eventos correlativos entre sísmica y geología de pozo, discerniendo así las ambigüedades existentes. Por otro lado, el procesamiento sobre los cubos sísmicos 3D debe ser acorde a los reservorios fluviales que se intentan detectar, para maximizar el poder de discriminación de dichas anomalías sobre el dato. Procesamientos sísmicos con el fin de darle continuidad al reflector sísmico o incrementar el ancho de banda con parámetros no apropiados, pueden enmascarar o desvanecer la anomalía de interés (ejemplo: TVSW - Time Variant Spectral Whitening).

Figura 3. Resultado de la aplicación de la metodología descripta para la Sección Tobácea / Escala monocromática

RESULTADOS A continuación, se detallarán los resultados obtenidos a partir de la recopilación de estudios juntamente con nuevos hallazgos realizados utilizando el cubo 3D de Laguna Janarez. Yacimiento Cerro Guadal Norte El trabajo permitió efectuar un inventario de los canales identificados hasta la fecha y su individualización, nominación y medición. Esto permitió arribar al número de 182 geoformas presentes en el ámbito de Cerro Guadal Norte y zonas aledañas.

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La distribución de las geoformas en el ámbito del proyecto no es homogénea y, obviamente, no respeta los límites arbitrarios de las concesiones y yacimientos (Fig. 4). Además, se observa que las geoformas de canales mayormente se distribuyen por fuera de la zona actual de desarrollo. Esto se debe a que los ámbitos fuertemente estructurados, no permiten obtener una buena imagen sísmica, que dificulta discriminar anomalías fluviales. Por consiguiente, el número de geoformas contactadas por los pozos en el yacimiento es muy bajo (Fig. 4), ratificando en este sentido resultados de trabajos previos ejecutados en este yacimiento (Santagelo et al. 2010). En contrapartida, esta información disminuye el riesgo respecto a la chance de ubicar reservorios en pozos de avanzada con trampas de carácter más estratigráfico en zonas de bajos estructurales o altos relativos por fuera de la estructura principal.

Figura 4. Columna tipo para la Cuenca del Golfo San Jorge, Perfil tipo y horizontes geológicos de un pozo del Yacimiento Cerro Guadal Norte. Paleocauces identificados sísmicamente para el Yacimiento Cerro Guadal Norte. NB: El asterisco es para señalar que en la Fm. Bajo Barreal no se detallan las geoformas detectadas en la Sección Tobácea.

Cuando desglosamos la información por unidades geológicas se observa que la Fm. Pozo. D-129 no posee geoformas canalizadas identificadas, coherente con la interpretación realizada por autores previos que indican que, para la sección superior de dicha unidad el Yacimiento Cerro Guadal Norte se encuentra en facies lacustres (Aguiar et al. 2013; Iovine et al. 2013,2014; Salvarredy Aranguren et al. 2015). El resto del Grupo Chubut presenta numerosos rasgos asociados a geoformas fluviales (Fig. 5). Para una visualización más clara las formas identificadas por unidad geológica las separamos en: Fm. Bajo Barreal (sin incluir la Sección Tobácea), Sección Tobácea y Fm. Castillo (Fig. 6). La decisión de presentar por separado la visualización de geoformas canalizadas para la Sección Tobácea, pese a ser una denominación informal no ajustada al Código Estratigráfico Argentino (1992), corresponde a que esa denominación informal permite en

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Características de los paleocauces fluviales del Grupo Chubut en el ámbito del cubo sísmico 3D de Laguna Janarez, Cuenca del Golfo San Jorge

subsuelo identificar con claridad una respuesta característica en su aspecto litológico y, por ende, una respuesta de perfil eléctrico singular (Fig. 4), como así también, en su aspecto sísmico. La abundancia de material piroclástico para este intervalo ofrece un buen contraste de impedancia, que permite definir con facilidad geoformas canalizadas, pese a su espesor notablemente menor a las unidades geológicas formales infrayacente (Fm. Castillo) y suprayacente (Fm. Bajo Barreal). Por otra parte, la Fm. Bajo Barreal se encuentra en esta área parcialmente expuesta (Cobos y Panza 2001), por lo que presenta una cantidad menor de geoformas identificadas.

Figura 5. Número de geoformas interpretadas contactadas por pozos por unidad geológica estudiada.

Figura 6. Geoformas visualizadas para las distintas unidades geológicas del Grupo Chubut en el ámbito del Yacimiento Cerro Guadal Norte.

En la Fig. 5 se observa que las geoformas canalizadas de las distintas unidades poseen una orientación similar NW-SE. Puede interpretarse que la falla mayor del anticlinal de Cerro Guadal Norte ha estado activa durante la sedimentación ya que al oriente de las mismas las estructuras

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canalizadas muestran un ligero cambio de orientación modificándose a NNW-SSE. Estas formas canalizadas, además, muestran controles estructurales similares a los que se observan en sistemas actuales, donde la orientación de las mismas se dispone en general perpendicular al rumbo de la falla, pero en otros casos se orienta paralelamente (Salvarredy Aranguren et al. 2016). En el Cuadro I se detallan los parámetros estudiados de las distintas formas canalizadas para el yacimiento Cerro Guadal Norte. En dicho cuadro se presenta el recuento de canales interpretados, qué número de canales fue contactado y cuantos pozos atravesaron dichos canales contactados. Se detallan en el universo de canales interpretados el ancho máximo y mínimo de las geoformas interpretadas (datos importantes para poder observar la magnitud real de estas canalizaciones, que si son medidas sólo como ancho promedio quedan enmascaradas), así como el valor promedio de los canales analizados para cada unidad geológica.

Cuadro I. Parámetros medidos para las diferentes geoformas canalizadas

Se observa (Cuadro 1) que en el Cerro Guadal Norte los canales de la Fm. Castillo son más angostos, engrosándose a medida que ocurre la transición a la Fm. Bajo Barreal. Ya para la base de la Sección Tobácea, éstos resultan ser más anchos para finalmente alcanzar un máximo ancho en la Fm. Bajo Barreal. El ancho de los canales de la Fm. Bajo Barreal es coincidente con los señalados por estudios de superficie (Bridge et al., 2000 y Ferreira et al., 2013). Esta estadística puede resultar de extrema utilidad para la definición del espaciamiento de los pozos. El espaciamiento habitual usado en la cuenca del Golfo de San Jorge de 300 m entre pozos de explotación (Ronanduano 2006), el mismo es relativamente eficiente para la Fm. Bajo Barreal en el área estudiada. Sin embargo, la Sección Tobácea presenta un ancho promedio menor, por lo tanto, probablemente se dejen oportunidades de reservorios sin alcanzar. El espaciamiento de 300 m resultaría ineficiente para contactar una porción significativa de geoformas de la Fm. Castillo, ya que pueden encontrarse geoformas entre posiciones de dos pozos sin ser contactadas. En efecto, en el vecino Yacimiento Estancia Cholita, donde la Fm. Castillo ha resultado productiva está situación se ha verificado y la implementación de pozos infill al distanciamiento de 300 m ha resultado exitoso aumentado el POIS estimado del área y haciendo un nuevo aporte en producción y reservas (Schenkel et al. 2016). Por último, y a partir de información de perfiles pozos que las atraviesan, estas geoformas presentan un espesor de arena que varía entre 5 a 2,5 m para la Fm. Bajo Barreal, 3 a 2 m

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Características de los paleocauces fluviales del Grupo Chubut en el ámbito del cubo sísmico 3D de Laguna Janarez, Cuenca del Golfo San Jorge

en la Sección Tobácea y de 2,5 a 1 m para la Fm. Castillo. Sin embargo, estos espesores no necesariamente representan toda la extensión del relleno, ya que, habitualmente, son sucedidos por sedimentación más fina (limos a pelitas) que terminan colmatando el canal. Es decir, que estas geoformas detectadas representan, al menos, el espesor de la porción arenosa. También, es importante señalar que estos espesores son medidas estimadas o probables. Hay casos en los que los espesores pueden llegar a ser mucho mayores con un máximo de 10 a 15 m. Yacimiento El Guadal Sur En el bloque se detectaron 77 geoformas presentes en el ámbito de El Guadal Sur y zonas aledañas. Al igual que en Cerro Guadal Norte, se sigue observando la falta de uniformidad en la distribución de las geoformas detectadas (Fig. 7).

Figura 7. Columna tipo para la Cuenca del Golfo San Jorge y Perfil tipo del Yacimiento El Guadal Sur. Paleocauces identificados sísmicamente para el Yacimiento Cerro Guadal Norte. El asterisco es para señalar que para la Fm. Bajo Barreal no se incluyen las geoformas detectadas en la Sección Tobácea pertenecientes a dicha formación

La estructura en El Guadal Sur se define como un anticlinal, predominantemente, con rumbo NNE-SSO y de pendientes suaves. Esto último permite, a diferencia de lo que ocurre en el yacimiento CGuN, una mejor interpretación de horizontes, pudiendo detectar anomalías fluviales dentro de la estructura principal donde, justamente, se encuentra el mayor desarrollo en la zona. Como se observa en la Fig. 8, la relación canales contactados – canales interpretados sigue siendo baja, aunque esto responde, principalmente, a que el objetivo histórico en el bloque ha sido la Fm. Bajo Barreal (excluyendo a la Sección Tobácea), por lo que los pozos no han alcanzado las

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profundidades necesarias para contactar muchos de los canales detectados (Fig. 9). Además, gran parte de las geoformas divisadas quedan fuera (o sobre los flancos) de la estructura principal de la zona.

Figura 8. Número de geoformas interpretadas y contactadas por pozos por unidad geológica estudiada.

Figura 9. Corte NE-SW de la estructura de El Guadal Sur, donde se observa el objetivo histórico del área, la Fm. Bajo Barreal.

Como se aprecia en la Fig. 7 existe un solapamiento entre los canales situados a diferentes profundidades, por lo que para definir las tendencias de los canales de cada unidad se efectuó un desglose de la información de las geoformas canalizadas (Fig. 10). De ese modo podemos observar

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Características de los paleocauces fluviales del Grupo Chubut en el ámbito del cubo sísmico 3D de Laguna Janarez, Cuenca del Golfo San Jorge

que: -

La ausencia de rasgos canalizados en la Fm. Pozo. D-129, debido a que en el Yacimiento El Guadal Sur esta unidad se encontraría en facies lacustres (Iovine et al. 2013 y 2014, Alvarez Löbbe et al. 2015 y 2017).

-

La mayor cantidad de geoformas visualizadas se encuentran dentro de la Sección Tobácea, que se debe a las características litológicas de la misma, mencionadas anteriormente.

-

La dirección general de los paleodrenajes es NW-SE, lo que indicaría que los mismos drenaban hacia un depocentro elongado en dirección NE-SW, situado en la parte más austral de la cuenca (Foster e Iovine 2008).

- Se observa un fuerte control estructural orientando los paleocauces, principalmente paralelos a las fallas de rumbo NW-SE, aunque también, en algunos casos, se observan influenciados por la presencia de fallas de orientación NNE-SSW, produciendo bruscos cambios en dicho arreglo similar a lo observado en otras zonas de la cuenca por Salvarredy Aranguren et al. (2016).

Figura 10. Geoformas visualizadas para las distintas unidades geológicas del Grupo Chubut en el ámbito del Yacimiento El Guadal Sur.

-

En cuanto a sinuosidad (Cuadro II), en la Sección Tobácea tenemos los mayores valores promedio (1,38), mientras que las formaciones Bajo Barreal y Castillo los valores promedios

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son de 1,34 y 1,27, respectivamente. La mayor sinuosidad nos genera anchos de fajas de canales mayores, es por eso que para la Sección Tobácea y la Fm. Bajo Barreal, pasamos de anchos de canales de 268 y 288 m, respectivamente, a anchos de canales bastante inferiores en la Fm. Castillo, con promedios de 169 m (ver Fig. 3).

Cuadro II. Parámetros medidos para las diferentes geoformas canalizadas

En el yacimiento El Guadal Sur, se observa que para la Fm. Castillo el ancho de los canales es bastante inferior que en la Fm. Bajo Barreal y la Sección Tobácea. Este dato, sumado a la dirección principal de las paleocorrientes para el bloque es de suma importancia a la hora de plantear, en una primera instancia, la ubicación de nuevas propuestas, y en una segunda instancia, para la realización de estudios de recuperación secundaria. En cuanto a la ubicación de las nuevas propuestas, la detección de estas geoformas nos permite disminuir el riesgo geológico, ayudándonos a conocer las zonas donde es posible encontrar trampas combinadas estratigráficoestructurales. En referencia a los proyectos de recuperación secundaria, conocer estos datos nos ayuda a optimizar la caracterización y modelado de reservorios. CONCLUSIONES Este trabajo muestra una de las piezas más recientes del rompecabezas del drenaje regional del sistema fluvial del Grupo Chubut para el Flanco Oeste de la Cuenca del Golfo San Jorge. El inventario realizado de todas las geoformas interpretadas a la fecha, incluyendo dos yacimientos vecinos, de modo paralelo e independiente por diferentes intérpretes geofísicos, arribó a la identificación de geoformas canalizadas que presentan una respuesta coherente entre las interpretaciones realizadas, lo que muestra la fiabilidad de la técnica aplicada. A su vez, estas interpretaciones complementan coherentemente la red de drenaje regional propuesta por Foster e Iovine (2008, Fig. 11). La única unidad para el cubo 3D de Laguna Janarez que no presentó geoformas en este análisis es la Fm. Pozo D-129. Se observan ligeras variaciones de las tendencias del paleodrenaje entre distintas unidades,

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Características de los paleocauces fluviales del Grupo Chubut en el ámbito del cubo sísmico 3D de Laguna Janarez, Cuenca del Golfo San Jorge

pero prevalece una dirección NW-SE para las geoformas identificadas. Esta dirección de los cursos responde desde ya a la paleogeografía de la cuenca, en la que los cursos presentaban un mediano a alto control estructural. Más aún, cambios drásticos en las direcciones de paleocauces en muchos casos deben entenderse como resultado del control estructural y no exclusivamente de la dinámica fluvial del sistema. El conocer estas tendencias es de suma importancia al momento de caracterizar y modelar los reservorios para la implementación de proyectos de recuperación secundaria. En todos los casos se observó que las unidades con características típicamente fluviales como la Fm. Castillo, Sección Tobácea y Fm. Bajo Barreal, presentan una tendencia a incrementar el ancho del canal de las unidades infrayacentes a las suprayacentes. Más allá de las consideraciones genéticas que pueden dar origen a esta variación de la morfología de los paleocanales, hay una consecuencia directa para el plan de desarrollo de estos yacimientos, donde el distanciamiento histórico entre pozos para la cuenca del Golfo de San Jorge de 300 m puede resultar ineficaz para contactar todas las oportunidades de reservorio albergadas en la Sección Tobácea y Fm. Castillo. Es decir, dado que el ancho de las geoformas interpretadas en los niveles más profundos es menor que en los superiores, es esperable que las arenas interconectadas tengan una distribución areal menor y, consecuentemente, su posterior desarrollo de hidrocarburos deba ser acompañado con un distanciamiento acorde entre pozos.

Figura 11. A la derecha se presenta el trabajo previo de Foster e Iovine (2008) y a la izquierda el resultado actualizado con la inclusión de la interpretación sísmica de las geoformas canalizadas del cubo 3D Laguna Janarez (modificado de Alvarez 2015).

Finalmente, se destaca que la metodología permite bajar el riesgo al menos en la factibilidad de contactar reservorios para pozos de avanzada en una cuenca madura de 100 años de historia productiva (Hechem 2015) como la Cuenca del Golfo de San Jorge, en la que, los nuevos pozos se ubican en áreas marginales al desarrollo histórico.

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AGRADECIMIENTOS A YPF S. A. por la autorización en la utilización y difusión de los datos utilizados para esta contribución. A Teresa Santana por su lectura crítica, revisores: uno anónimo y a J. Paredes y por sus apreciaciones, que enriquecieron el presente trabajo. REFERENCIAS CITADAS Aguiar, M., L. Ferreira, E. Pieroni e Y. Kamerbeek,

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Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos: Desarrollo con pensamiento No Convencional

10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos: Desarrollo con pensamiento No Convencional

INTEGRACIÓN DE DATOS EN UN NUEVO MODELO GEOLÓGICO PARA EL YACIMIENTO LLANCANELO, MALARGÜE, MENDOZA Daniel Astesiano1, Mario Azcurra1, Martín Barría1, Rosina Barberis1, Carolina Bernhardt1, Daniel Boggetti2, Alejandro D´odorico1, Carlos Grasetti3, Claudio Larriestra4, Gabriela Lo Forte5, René Manceda3, Martín Noya3, Elizabeth Rodríguez3 1: YPF S.A., [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected] 2: PyT Consultora SRL, [email protected] 3: Y-TEC S.A., [email protected], [email protected], [email protected], [email protected] 4: Geoscience and Data Technology, [email protected] 5: U.N.L.P., [email protected]

Keywords: outcrop, core data, petrophysics, geochemistry, integrated model

ABSTRACT conceptual geological model, outcrop analog, core data analysis, electro-facies, geochemical characterization, interdisciplinary work, integrated static modeling The integration of sedimentological, petrophysical and geochemical data is presented in a new conceptual geological model for the Neuquén Group in the Llancanelo field, Malargüe Department, northern Neuquén basin in south Mendoza. The multi-disciplinary approach and the integration of work scales converge in a three-dimensional model of the reservoir that incorporates facies described in outcrop, their correlatives in the subsoil and diverse geochemical patterns. The studies of core data indicate the calcareous cement and clay content as the main quality controls of the reservoir. In addition, the study of FRX (X-ray fluorescence) on cores and cuttings reveals a correlation between the content of elements such as vanadium with the presence of biodegradable oils, molybdenum with higher mobility hydrocarbons, and strontium as a geochemical marker of sandy levels with shalysiltstone matrix with sealant behavior between the main reservoirs; this is represented in a threedimensional model of the field from Gaussian Sequential Simulation, obtaining a spatial distribution of chemical elements. Through sonic and resistive well logs, an electro-facies model was made sensitive to variations in clay, cementation and saturation of hydrocarbons. A total of five electro-facies are discriminated that show a close relationship with the litho-facies defined in cores and with patterns of chemical elements obtained from FRX; they are used to condition the calculations of petrophysical properties of each of the reservoirs. In outcrops, cycles of conglomerate facies are observed that begin with burdensome sediments, interpreted as deposit debris flows with a silt-clay matrix of tabular geometry, which upwards interspersed with similar lithologies of flows in mantle with sandy matrix; the latter are dominant towards the top of the cycles and exhibit tabular and/or gritty lenticular geometries. Cycle caps generally have different degrees of cementation associated with paleosols and subaerial exposure; such successions are interpreted as stacks of alluvial fans that intersected in internal positions of the basin and gradation towards fluvial systems. The acquisition of FRX and multispectral gamma rays in outcrop allows to link these levels with their correlatives in the subsoil.

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In addition to obtaining a geochemical characterization of each reservoir, the study proposes a model of differential charge of hydrocarbons controlled by the presence of fractures and diagenetic factors, such as carbonate cementation and clays. The combination of the described aspects conditions the distribution of petrophysical variables, achieving a model with better predictive capacity of the dynamic behavior of the field.

INTRODUCCIÓN El estudio de integración de datos que se presenta está enfocado en el yacimiento Llancanelo operado por YPF S.A., el cual se encuentra ubicado a unos 70 km en dirección SE de la ciudad de Malargüe, en el sector Nororiental de la cuenca neuquina sur-mendocina; el mismo produce petróleo de 12°API de los niveles superiores del Grupo Neuquén, denominados localmente Green y Olive, los cuales son desarrollados mediante pozos horizontales de 1000 m de extensión lateral. Estos reservorios están compuestos por areniscas conglomerádicas y conglomerados arenosos intercalados con niveles arenosos finos depositados en un ambiente de abanico aluvial. En función de los resultados obtenidos por los pozos perforados, luego del reinicio de la actividad en el campo a partir de Julio de 2010, se plantea la necesidad de construir un modelo sedimentológico y petrofísico basado en la nueva información adquirida en el campo. Con la intención de disminuir los riesgos asociados a las variaciones laterales del reservorio (calidad petrofísica), que condicionan la movilidad del crudo pesado en frío, se plantea este proyecto el cual incluye una revisión integral de la información existente, tales como datos de coronas, perfiles eléctricos de pozo, sísmica 2D y datos geoquímicos. Además, se propone la caracterización de un análogo en afloramiento a fines de ajustar los modelos de distribución de facies y propiedades petrofísicas. METODOLOGÍA Durante el desarrollo del trabajo se propone establecer análogos de afloramiento para su estudio y mejor entendimiento a nivel regional y a escala de reservorio de las mejores facies para el entrampamiento de hidrocarburos. Se enviaron al laboratorio de Y-TEC para su análisis, las coronas de 2 pozos verticales y el cutting de 5 pozos dirigidos para la elaboración de un modelo depositacional del yacimiento. Parte del trabajo consistió en la revisión y análisis de cortes delgados, DRX (Difracción de Rayos X) y MEB (Microscopía Electrónica de Barrido). Además, se escanearon con equipo de FRX tanto las coronas como el cutting para la elaboración de un modelo geológico y geoquímico. Se revisaron todos los perfiles de pozo disponibles y se elaboró un modelo petrofísico ajustado

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a las facies observadas en coronas. Teniendo como marco los modelos geológicos conceptuales de afloramiento y de subsuelo se elabora un modelo geológico 3D, tomando como referencia las electrofacies definidas en el modelo petrofísico, con la sobreimposición de la carga de hidrocarburos y la diagénesis. Análogo de afloramientos Se utilizaron los afloramientos del Grupo Neuquén ubicados en el Arroyo Las Aucas, afluente del río Diamante, como un posible análogo en facies de borde de cuenca para la misma unidad. Se describieron 109 m de perfil de base a techo obteniéndose además muestras para análisis geoquímico y perfil de rayos gamma multiespectral (Figura 1). Los datos obtenidos muestran un arreglo vertical de la columna manifestado en por lo menos tres ciclos progradantes, que se caracterizan por la disminución del porcentaje de matriz hacia el tope. La ciclicidad se repite a distintas escalas y se interpreta controlada por los procesos depositacionales dominantes en los abanicos aluviales y relacionados básicamente a la disponibilidad de material fino (matriz limoarcillosa) en el área de aporte. Se identificaron niveles de paleosuelos cementados y rastros de hidrocarburos en casi toda la columna, con un ciclo superior conglomerádico, interpretado como de origen fluvial, evidenciando hacia el final un posible cambio en las condiciones de depositación (pendientes) y área de aporte.

Figura 1. Perfil estratigráfico en Arroyo Las Aucas, con fotografías mostrando geometría de capas

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Tareas de Laboratorio El material de estudio, tanto de testigos corona como de cutting, fue procesado en el laboratorio de Y-TEC; la mayoría de las muestras son provenientes de dos pozos de la zona norte del yacimiento. De uno de los pozos se recibieron testigos corona que representan más de 60 metros del reservorio, obtenidos de los principales niveles productores (Green y Olive) del Grupo Neuquén superior; el mismo contaba con 47 cortes delgados, 42 análisis de DRX y 5 muestras con estudios de MEB, junto con petrofísica standard (STD) y a condiciones de reservorio (NOBP). A este pozo se le agregaron, para complementar el análisis, 7 DRX y 19 MEB, sondeo que es tomado como referencia por ser el más completo en cuanto a cantidad de información disponible y representatividad de las muestras. Los testigos coronas del segundo pozo contaban con material en mal estado de preservación, alrededor de 50 m, con dudosa puesta en profundidad y representando principalmente los niveles Olive, la parte superior del Blue y casi todo Sub-Blue (niveles inferiores del Grupo Neuquén); de este sondeo se realizaron 14 estudios de DRX. Se analizaron muestras de cutting extraídas cada 2 metros de cinco pozos dirigidos de desarrollo en la zona norte del yacimiento. Por último, se procesaron 55 muestras de afloramientos obtenidas del perfil estratigráfico del Arroyo Las Aucas en un intervalo de aproximadamente 110 m de longitud. Interpretación paleoambiental: De la descripción de coronas existentes en el área se concluye la presencia de un sistema progradante para los niveles inferior Sub-blue y Blue, y un arreglo retrogradante para los niveles superiores Olive y Green, con mayor participación de areniscas en la base y predominio de gravas y conglomerados hacia el techo, los cuales son interpretados como flujos de detritos y corrientes tractivas en un ambiente de abanico aluvial de alta energía. (Figura 2). La ciclicidad no necesariamente coincide con la reconocida en los afloramientos, posiblemente debido a variaciones de volumen y tipo de aporte locales, tanto de pendiente y como de espacio de acomodación a lo largo del área de borde de cuenca del Grupo Neuquén. No se observa un control exclusivamente granulométrico para la carga de hidrocarburos, sino que los controles están dados por el grado de cementación carbonático en primera instancia, el contenido de arcillas y la presencia de fisuras en segunda instancia, como vías de carga tanto dentro de la matriz como de los clastos (Figura 3). Sobre la base de la descripción de las coronas, se definen cinco litofacies principales que engloban las características litológicas más conspicuas: conglomerados gruesos cementados sin

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hidrocarburos, conglomerados medios parcialmente impregnados, areniscas conglomerádicas con impregnación parcial de hidrocarburos, areniscas medias a gruesas totalmente impregnadas y areniscas finas con matriz arcillosa sin hidrocarburos, luego utilizadas en el modelo petrofísico.

Figura 2. Interpretación integrada sobre muestras de testigos

Figura 3. Contenido de arcillas como control de impregnación de hidrocarburos (A) y cemento de calcita como control de la impregnación (B). Detalles de fotografía de corona

Análisis de datos de DRX, cortes delgados, petrofísica básica y NOBP. Del análisis de DRX en conjunto con el análisis petrográfico, se determina el grado de cementación calcárea para el nivel Olive en general, fluctuando de acuerdo al tipo de facies

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presente. Para el nivel Green se observa un aumento del cemento carbonático hacia el tope. Se cotejaron además los datos de DRX con la permeabilidad y se observó una relación inversamente proporcional la abundancia de calcita con la permeabilidad, es decir que el cemento está condicionando negativamente la porosidad y permeabilidad tanto para el nivel Green como para Olive.

Figura 4. La secuencia Olive presenta alta coincidencia entre la zona impregnada y permeable con mayor contenido de dolomita.

Para las arcillas está relación no es tan evidente, si bien se observa cierta correlación en el nivel Olive. Se observa un cambio en la relación esmectita/caolinita entre ambos niveles, preponderando la esmectita en el Green y la caolinita en el Olive, mientras que la illita se mantiene en las mismas proporciones (Figura 4). Grafico comparando datos de DRX y petrofísica básica. En Green se observa mayor proporción de cuarzo, feldespatos potásicos y plagioclasas indicando mayor madurez mineralógica que el Olive. Este último, sin embargo, sugiere mayor madurez textural por mostrar intercalaciones de facies gravosas y arenosas correspondientes a niveles de flujos gravitacionales y encauzados, mientras que en el Green sólo se observan facies gravosas asociadas a flujos gravitacionales. Comparación de DRX en estudios de una corona realizados en 2011 y realizados en 2015 En la Figura 5 se grafica la comparación entre ambos set de DRX que muestra lo siguiente:

•

Aumento de los porcentajes en peso de arcilla (en mayor medida) y feldespatos potásicos (FK) y plagioclasas (PLG) en detrimento de los porcentajes en peso de cuarzo.

• 80

La calcita se mantiene constante en ambos difractogramas (2011 y 2015).

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•

Se identifica yeso que no se había identificado en los difractogramas anteriores. No es muy claro en los DRX pero según datos de FRX se encontraría en mayor medida en el Green.

•

Dentro de la fracción arcilla se observa un mayor porcentaje en peso de esmectita para el nivel Green y un aumento de la Caolinita en el nivel Olive.

•

Dentro de la fracción arcilla se observa que de las 5 especies minerales identificadas en la primera etapa (esmectita, illita, caolinita, clorita e interestratificados) en la segunda etapa sólo se reconocen 3 (esmectita, interestratificado y caolinita). Existe la posibilidad que los porcentajes de illita hayan sido incluidos dentro del interestratificado y los porcentajes de clorita dentro de la caolinita por parecerse los picos característicos.

•

Resta analizar los difractogramas originales. Los MEB informados no resuelven la incertidumbre en el tipo de arcilla.

Figura 5. Gráfico comparando respuestas de DRX años 2011 y 2015.

Análisis de datos de FRX Respecto del comportamiento geoquímico de las electro-facies definidas por perfiles de pozo, se observa la presencia de los elementos vanadio (V) y molibdeno (Mo), al igual que cromo (Cr), cobalto (Co) y cobre (Cu) en las facies impregnadas, lo que indica una relación de estos elementos con la presencia de hidrocarburos, con mayor concentración de potasio (K) en particular en el nivel Green posiblemente por presencia de líticos y arcillas tipo esmectita. Por su parte las facies no reservorio se caracterizan por mayor presencia de calcio (Ca), al igual que titanio (Ti), bario (Ba) y estroncio (Sr), siendo el Sr un elemento característico de las facies arenosas con matriz arcillosa

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identificadas como sellos regionales a partir de correlación de perfiles de pozo. Del análisis de FRX de cutting y coronas se confirma la mayor presencia de carbonato de calcio en el nivel Olive. En una de las coronas se observó dentro de un gráfico de dispersión calcio (Ca) versus azufre (S) una tendencia en un sector de la dispersión. Se capturó la tendencia para ver a que profundidades de la corona pertenecía la tendencia y se observó una gran coincidencia con el nivel Green y en menor medida con algunos sectores impregnados del Olive (Figura 6).

Figura 6. Gráfico de dispersión Ca-S y captura de tendencia.

Figura 7. Elementos geoquímicos indicadores en pozo.

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Esto motivó la idea de volver a realizar los DRX evitando lavar las muestras con agua y revisar exhaustivamente los cortes petrográficos. Los nuevos difractogramas confirmaron la presencia de CaSO4 en valores entre 1 y 3% y la revisión de cortes a grandes aumentos (40x) principalmente dentro del nivel Green. Todavía se encuentra en discusión si su origen es sedimentario-diagenético o asociado a alguna alteración debido a la presencia de hidrocarburos. Se observa presencia de V, Co y Cu en el reservorio superior, con posible presencia de pirita, y Mo, Zr y Th en el inferior, interpretando la presencia de V y Mo asociada a la presencia de hidrocarburos con distinto grado de biodegradación. Los elementos K y Rb son más frecuente en Green respecto de Olive, en particular en su sección basal, siendo el Sr un marcador geoquímico significativo para el nivel arenoso fino con matriz arcillosa que separa ambos reservorios (Figura 7). Del análisis de FRX de muestras de afloramiento y perfil de rayos gama se define cierta correlación entre los datos levantados en el campo con lo adquirido de coronas y perfiles de pozo. En base a la correlación propuesta se identifica en afloramiento la sección media y superior del nivel Blue, el nivel Olive y el nivel Green, hasta base de Loncoche. De acuerdo a quimioestratigrafía se identifica al igual que en subsuelo mayor concentración de Ca al tope de Green y en nivel Olive, con K más concentrado en la parte superior del perfil al igual que en las coronas; presencia de facies rojas definidas como flujos de fango divergen el perfil de afloramiento con lo observado en subsuelo, presentando altos valores de hierro (Fe) probablemente asociado a arcillas y no a pirita. Los elementos V, Cu y Zn también se encuentran presentes en el perfil de campo, coincidente con lo observado en subsuelo con mayor concentración en Green, siendo el Sr el marcador geoquímico clave para la determinación del pase Green-Olive al igual que el pase Olive-Blue, el cual se determina además por la relación K/Rb, mayor Ca y menor Ti y Zr. Este último pase presenta mayor incertidumbre por estar sub-muestreado a escala de subsuelo (Figura 8).

Figura 8. Correlación entre Perfil Arroyo Las Aucas y Corona de pozo.

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Modelo Petrofísico A partir de lo observado sobre testigos corona, se define un modelo de electrofacies en respuesta a tres vectores principales: arcillosidad, cementación y saturación de hidrocarburos. Se definen en corona cinco litofacies principales que engloban las características litológicas más conspicuas: conglomerados gruesos cementados sin hidrocarburos, conglomerados medios parcialmente impregnados, areniscas conglomerádicas con parcial impregnación de hidrocarburos, areniscas medias a gruesas totalmente impregnadas y areniscas finas con matriz arcillosa sin hidrocarburos que actúan como sello hidráulico entre los diferentes niveles reservorio (Figura 9). La sensibilidad en la respuesta de los perfiles resistivo y acústico a los principales rasgos de este sistema roca-fluido y su disponibilidad en casi la totalidad de los pozos del campo, conlleva a la

Figura 9. Descripción de facies definidas en testigos corona

Figura 10. Análisis “cluster” de perfil sónico y resistivo y su correlación con facies de coronas

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construcción de un modelo de electrofacies en base a estos dos registros (Figura 10). El modelo se basa en un análisis de tipo cluster de los perfiles señalados, al mismo tiempo que las electrofacies resultantes son calibradas en los pozos con testigos corona (Figura 11). El modelo resultante permite una muy buena identificación de niveles cementados, arcillosos e impregnados de hidrocarburos, así como un condicionamiento sobre los parámetros petrofísicos utilizados en el cálculo de propiedades de reservorio (Vsh, Φe, Sw). Se observa además una fuerte correlación entre las electrofacies y patrones de elementos químicos establecidos durante el análisis por FRX sobre testigos corona.

Figura 11. Comparación entre facies de corona y electrofacies a partir de perfiles sónico y resistivo

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Modelo Estático Tridimensional Los datos disponibles consisten en información de perfiles, análisis sedimentológico-quimioestratigráfico de cutting y coronas e información sísmica 2D. La característica de área protegida del humedal Llancanelo es el impedimento ambiental que impide la adquisición de sísmica 3D. Es por esta razón, que la metodología empleada estuvo orientada a la utilización e integración exhaustiva de la información proveniente de pozos verticales, horizontales y de afloramientos. La secuencia de la construcción del modelo estático se dividió en tres etapas a los efectos de representar el concepto geológico deducido de los estudios detallados más arriba. La primera etapa consistió en la representación de las formas sedimentarias ocasionadas por los abanicos aluviales. La segunda etapa comprendió el modelado de la diagénesis primaria sobreimpuesta a los cuerpos resultantes, estimada a través de la petrofísica y la geoquímica y la tercera etapa involucró la evaluación del recurso in situ. En todos los casos se efectuaron 30 realizaciones y luego se calcularon las probabilidades en caso de las facies y promedios en el caso de propiedades continuas. Construcción del modelo de abanicos La construcción del modelo está basado en los conceptos de la Simulación Secuencial Multipunto (Strebelle 2002, Caers y Zhang 2004, Journel y Zhang 2006, Larriestra y Gómez 2008, 2009, entre otros) que consiste en el poblado de facies siguiendo un modelo geológico tridimensional utilizado como imagen de entrenamiento. El modelo geológico conceptual consistió en un sistema de abanicos aluviales amalgamados que progradan en dirección NE-SW hacia los sectores más profundos de la cuenca.

Figura 12. Imagen de entrenamiento de los cuerpos constituyentes de los abanicos.

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A tal efecto se diseñó un modelo de entrenamiento compuesto mayormente de cuerpos amalgamados que representarían las facies flujos de detritos y facies canalizadas que en general representarían las facies tractivas. Las facies finas de relleno en una proporción cercana al 20%, estarían asociadas a los episodios de menor energía (Figura 12). El modelo de entrenamiento se combinó con un modelo tridimensional de direcciones azimutales para los cuerpos que componen los abanicos, que condicionarán las diferentes realizaciones que representan a los mismos (Figura 13).

Figura 13. Modelo azimutal de los cuerpos (relativo a la estructura de la grilla)

De esta manera el algoritmo Snesim (Strebelle 2002) aplicado en las diferentes realizaciones configura el aspecto global de formas de abanico como se muestra en la Figura 14. Cabe recordar que, como en todos los métodos de simulación estocástica secuencial, la simulación multipunto respeta datos

estrictamente duros.

Además,

los para

facilitar la interpretación, los gráficos tridimensionales que se muestran corresponden a la misma realización para las distintas propiedades analizadas.

Figura 14. Realización del sistema de abanicos con facies tractivas (Código 1) y de relleno (Código 0).

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Representación tridimensional de la diagénesis Para modelar el efecto diagenético se tomó la clasificación de electrofacies construidas con el sónico y la resistividad (Figura 10), como un indicador de la calidad de reservorio. El efecto diagenético fue reforzado mediante cosimulación Bayesiana de la porosidad y la permeabilidad condicionadas a dichas electrofacies. En un primer paso, las electrofacies fueron modeladas por separado mediante simulación secuencial indicadora (Deutsch 2002, Kelkar 2002, entre otros). Dichas simulaciones fueron construidas con una anisotropía de dirección NW-SE, normal a la dirección de los abanicos. Este arreglo estaría basado en la suposición de que la diagénesis primaria de los abanicos podría estar relacionada a la proximidad al área de aporte y por ende de la paleotopografía. Finalmente, cada realización de los abanicos fue combinada con las equivalentes de las electrofacies representativas del efecto diagenético (Figura 15). De esta forma quedó construido el modelo final de facies sobre el que se desarrollarán las simulaciones de las propiedades petrofísicas.

Figura 15. Realización producto combinar facies de abanicos y electro-facies (calidad de reservorio)

Con la finalidad de reforzar las evidencias diagenéticas observadas en el esquema de electrofacies y confirmadas a partir del cálculo de la porosidad y la permeabilidad, se procedió a la simulación secuencial gaussiana de estas propiedades. A tal efecto, se calcularon los variogramas

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cuya anisotropía regional fue similar a la utilizada para simular las electro-facies, manteniendo la coherencia geológica del sistema. En la Figura 16 se pueden observar las realizaciones de la porosidad y la permeabilidad condicionadas al conjunto de facies determinado previamente.

Figura 16. Realizaciones de la porosidad (izq.) y la permeabilidad (der.) condicionadas a electro-facies

CÁLCULO DE PETRÓLEO IN SITU La definición de electrofacies tuvo en cuenta la caracterización sedimentaria de los niveles de interés con impregnaciones de hidrocarburos (Figura 10). Esta situación fue considerada en el cálculo petrofísico de la saturación de agua, razón por la cual también se modeló esta propiedad condicionada al modelo final de facies. Finalmente, y siguiendo el flujo de trabajo habitual, con la consideración de los contactos agua-petróleo para los distintos reservorios, se calculó el petróleo in situ para las distintas realizaciones, representando la incertidumbre general del proyecto (Figura 17)

Los datos geoquímicos inorgánicos producto del análisis FRX, fueron modelados mediante simulación secuencial gaussiana condicionadas al esquema final de facies. Las realizaciones respetan los comportamientos observados de los distintos en las diferentes facies y en los niveles analizados. La configuración tridimensional permite reafirmar el origen de la heterogeneidad de los reservorios originados en la sedimentación, diagénesis y carga de los mismos. La detección de elementos como calcio, vanadio y molibdeno en el cutting permitiría analizar el cambio de facies inclusive durante la perforación horizontal (Figura 18). Figura 17. Realización de saturación de agua (izquierda) y grilla promedio de petróleo in situ para nivel Green.

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Figura 18. Realización del Vanadio (izquierda) y del Calcio (derecha) para el tope del nivel Green

CONCLUSIONES De la integración de datos se obtiene una caracterización geoquímica de cada reservorio que permite identificar los mismos a escala de subsuelo y afloramiento, observando una buena correlación por elementos químicos y perfil de rayos gamma que permiten validar el análogo de superficie. El estudio aproxima además a un modelo de carga diferencial del reservorio posiblemente controlado por factores diagenéticos como cementación carbonática y presencia de arcillas; se resalta la necesidad de avanzar en estudios especiales analizando estas variables como elementos que condicionan la calidad petrofísica del reservorio. Se construyó un modelo geoestadístico tridimensional con el objeto de representar el modelo geológico conceptual, la diagénesis observada en los reservorios y la composición geoquímica de las diferentes unidades litológicas discriminadas, con el propósito de evaluar el recurso remanente y facilitar las futuras tareas de desarrollo. Se percibe la necesidad de incorporar más datos de coronas para ajustar el modelo geológico, a los fines de optimizar la caracterización del reservorio, en particular de los niveles inferiores del Grupo Neuquén los cuales se encuentran en general submuestreados. Como tarea inmediata futura se plantea la correlación de facies descriptas a campo y electro-facies definidas a escala de perfiles para determinar a escala de afloramiento las dimensiones y relaciones arquitecturales de cada una de ellas, que permita la construcción de un modelo 3D de distribución de facies más realista, el cual condicione la distribución de las variables petrofísicas en un nuevo modelo estático con mayor capacidad predictiva del comportamiento dinámico del campo. Por tratarse de un área protegido con imposibilidad en lo inmediato de adquirir sísmica 3D, la integración de datos de subsuelo y afloramiento resulta clave a los fines de elaborar un modelo de distribución de facies y propiedades petrofísicas realista. Se destaca la interacción de diferentes disciplinas y escalas de trabajo en la elaboración de un modelo tridimensional del reservorio con capacidad predictiva.

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AGRADECIMIENTOS A YPF S.A. e Y-TEC S.A por fomentar y permitir la realización del presente trabajo. REFERENCIAS CITADAS Blair, Terence C. & McPherson, J.G., 2009. Aluvial

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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NUEVAS TECNOLOGÍAS EN POZOS HORIZONTALES FRACTURADOS EN ZONAS PRÓXIMAS AL CONTACTO DE AGUA EN UN GIGANTE DE GAS FORMACIÓN SIERRAS BLANCAS – YACIMIENTO LOMA LA LATA, CUENCA NEUQUINA, ARGENTINA Federico Ghiglione1, Daniel Cabrera2, Diana Georgiades1, José Ranalli1, Luis Álvarez1, Daniela Zurita1, Gabriela Calvo1, Leandro Giannini1, Mariela Gamboa1, Carlos Orlandi1 1: YPF S.A., [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected] 2: [email protected]

Palabras clave: fractura, pozo horizontal, contacto de agua, borde de yacimiento, tecnología de fractura, factor de recobro, baja permeabilidad, campo de gas, Loma La Lata, Cuenca Neuquina, Sierras Blancas

ABSTRACT New technologies applied to horizontal wells fractured near gas-water contact in a gas giant. In a mature gas field with recovery factor over 80%, it is a big challenge to find new development opportunities. This is the case of Loma La Lata, a traditional gas field which mainly produces gas and condensate from Sierras Blancas reservoir. With permeabilities between 1 and 50 mD, the central part of the field has been developed since its discovery, with more than 300 wells drilled so far. This development strategy has left to the north-east, the deeper part of the reservoir, a long, slim, undrilled area, probably due to the proximity of the gas-water contact. This two-layered reservoir, with the lower, more depleted layer, containing the mobile water, came to offer a new development opportunity to the team. The pressure estimation per layer and the structural uncertainty in an undrilled zone were the main issues that had to be overcome. The use of mud logging and LWD allowed the team to adjust the landing point and navigation of the horizontal well within the thin upper layer. It was a fact that contacting the lower layer would have led to very low productivities, due to low pressure or to water break-in. Besides, these reservoirs are generally not productive without some form of mechanical stimulation, so the completion and stimulation design were fundamental for the project success. New fracturing technologies that allowed to make numerous small hydraulic fractures controlling the height growth in order not to contact the lower layer, seemed to be a good alternative to achieve better productivity. The use of gas, oil and water tracers appeared to be of great help to identify the frac ports that make the highest gas or water contributions. This information can be used later on to schedule a workover to shut certain ports. With only one well drilled so far, the successful navigation and completion operations together with the good productivity results, which were higher than expected, show that boundary reservoir development with horizontal wells seems to be promising.

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INTRODUCCIÓN El Yacimiento Loma La Lata está ubicado en el centro de la Cuenca Neuquina, 100 km al noroeste de la ciudad de Neuquén, capital de la provincia homónima (Figura 1). Su mineralización se emplaza en el flanco nororiental de un gran anticlinal de forma dómica, con un buzamiento menor a 4° en dirección noreste. Fue descubierto en el año 1977 con el pozo LLL.x-1 (13/05/1977), cuyo objetivo fue Sierras Blancas (Figura 2), formación de la cual finalizó productivo. A partir de septiembre de 1977 se inició el desarrollo del yacimiento, que continúa hasta la actualidad. Con un volumen original de gas en sitio (GOIS) de 292*109 m3, es el mayor yacimiento de gas y condensado descubierto en Argentina. Sus productos primarios son gas, condensado y petróleo provenientes de tres reservorios (F. Sierras Blancas, F. Quintuco y F. Lotena). Durante más de veinte años, en las últimas dos décadas del Siglo XX y principios del XXI, Loma La Lata aportó en promedio el 25 % del consumo de gas natural de la Argentina (Hechem 2011).

Figura 1. Ubicación del yacimiento Loma La Lata en la provincia de Neuquén

El reservorio principal del campo son las facies eólicas de la Formación Sierras Blancas. Su profundidad vertical promedio es de 3,000 m, con una presión de poro original de 320 kg/cm2 y temperatura de fondo de 115°C. Cuenta con más de 300 pozos perforados, productores de gas y condensado. A abril de 2018 la acumulada de gas alcanza 205,650*106 m3. El factor de recuperación actual es cercano al 70%. El desarrollo inicial de la Formación Sierras Blancas ocurrió en la zona donde se concentran los mayores espesores de reservorio permeable, superando los 80 metros, con permeabilidades por encima de 10 mD y altas productividades de pozo (caudales iniciales superiores a 500,000 m3/d y acumuladas por encima de los 1,500*106 m3 de gas y 120*103 m3 de condensado). El distanciamiento promedio entre sondeos en esa zona es de 1000 metros. En la última década los proyectos migraron hacia áreas del yacimiento con menores permeabilidades y espesores, las que todavía preservan presión y energía suficientes para mantener la comercialidad del desarrollo. En particular se destaca el área sudeste, que en función de sus propiedades se está completando con un distanciamiento de 500 m entre pozos (Figura 2).

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Nuevas tecnologías en pozos horizontales fracturados en zonas próximas al contacto de agua en un gigante de gas Formación Sierras Blancas - Yacimiento Loma La Lata, Cuenca Neuquina, Argentina

El proyecto de desarrollo de la denominada zona de borde se origina en la integración del modelo geológico conceptual, la evolución dinámica del yacimiento y el uso de nuevas tecnologías de fractura, que permiten extender la explotación a zonas que antes habían sido relegadas debido al riesgo que conllevan. El desafío consiste en completar pozos horizontales con fracturas hidráulicas entre 20 y 40 m por encima del contacto gas-agua. Este trabajo expone la estrategia de emplazamiento de un pozo en esta zona de borde, las técnicas de estimulación utilizadas y una evaluación temprana de su productividad mediante el uso de trazadores químicos. Los resultados en producción son comparados con otros pozos del campo, situados en posiciones similares, pero con diferentes estrategias de terminación.

Figura 2. Mapa base con la ubicación del pozo descubridor LLL.x-1, zona de alta productividad, zona sudeste y zona de borde, objeto de este proyecto

MARCO GEOLÓGICO El yacimiento Loma La Lata se ubica en el centro de la Cuenca Neuquina en el sector denominado engolfamiento (Figura 3 A). La columna sedimentaria supera los 4000 metros de espesor desde la Formación Los Molles hasta el Grupo Neuquén, aflorante en el área.

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La unidad objetivo de este trabajo es la Formación Tordillo, su posición estratigráfica en la columna se destaca en la Figura 3 B). Su edad es Kimmeridgiana. Está dominada en superficie y subsuelo por dos juegos de facies principales de origen continental: las arenosas de ambientes eólicos y las facies gruesas conglomerádicas de acumulaciones en sistemas fluviales y aluviales. Las primeras adquieren su mayor desarrollo en el centro de cuenca (Maretto et al. 2002). En Loma La Lata, la F. Tordillo está depositada en discordancia sobre el Grupo Lotena (Discordancia Intramálmica), bien sobre las evaporitas de la F. Auquilco o sobre los carbonatos y pelitas de la F. Barda Negra. Sobrepasando los límites de depositación de Auquilco y Barda Negra apoya en discordancia sobre facies clásticas de la F. Lotena. Es reconocida en subsuelo con los nombres Catriel y Sierras Blancas, ambos con el título de Formación (Digregorio 1972). El primero es la denominación utilizada para describir areniscas de pobre calidad como reservorio, frecuentemente referidas como facies impermeables o sello. En tanto la nomenclatura de F. Sierras Blancas hace referencia o se correlaciona a las facies permeables, productivas de hidrocarburos en diversas áreas de la cuenca. El espesor total de la unidad varía entre 140 y 280 metros en la zona. En cuanto a su composición, las areniscas de la F. Tordillo en Loma La Lata han sido clasificadas como arcosas líticas y litarenitas feldespáticas (Folk 1974).

Figura 3. A) Ubicación del yacimiento en el contexto de la Cuenca Neuquina; B) Columna estratigráfica del área de engolfamiento destacando la posición de la Formación Tordillo

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En la región del engolfamiento participan dos sistemas petroleros: Vaca Muerta-Tordillo/ Sierras Blancas/Quintuco y Los Molles-Lajas/Lotena/Sierras Blancas (Hechem 2011). La acumulación de hidrocarburos está emplazada en los flancos norte y este de un gran anticlinal de forma dómica, cuyo ápice se encuentra en la zona de Sauzal Bonito. La trampa es de tipo combinada estructural-estratigráfica (Figura 4). Veiga et al. (2001) realizaron un modelado bidimensional para caracterizar la generación y migración de hidrocarburos en Loma La Lata, concluyendo que la carga en Loma La Lata ocurrió en una paleoestructura, en un antiguo anticlinal paralelo al tren estructural de la Dorsal de Huincul (Maretto y Pángaro 2005). El resultado de los estudios también sugiere que la principal acumulación proviene de Vaca Muerta, y en menor medida de una migración inicial temprana de Los Molles a través de fallas profundas. Los límites del yacimiento se encuentran bien definidos (Hechem 2011). Pueden resumirse en función de la orientación en dos grupos: hacia el noreste y este está limitado por el contacto de fluidos gas-agua, en tanto que al noroeste, oeste y sur corresponde a una pérdida del espesor de reservorio permeable debido mayormente a una diagénesis severa y extendida y en menor medida a un cambio de facies asociado a un pinchout estratigráfico (Figura 4).

Figura 4. Mapa estructural al tope del reservorio Sierras Blancas con mapa de espesor permeable y contacto gas-agua, indicando los límites de la acumulación, se muestra la posición del alto de sauzal bonito

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MODELO GEOLÓGICO CONCEPTUAL Consideraciones generales A partir de la coloración de los recortes de perforación y datos de corona de los primeros pozos, tradicionalmente se subdividió a la F. Sierras Blancas en dos miembros: Mb. Rojo en el tramo inferior y el Mb. Verde en el superior. El Mb. Verde está dominado por areniscas eólicas (Muñoz et al. 1984) y es el principal intervalo productivo, sobre el que se centra este estudio (Figura 5). Desde el punto de vista estratigráfico Maretto y De Vera (2002) describen al menos 2 secuencias mayores dentro de Sierras Blancas. La secuencia inferior involucra al Mb. Rojo y la parte basal del Mb. Verde, con dos subunidades: una fluvial a la base y un sistema de dunas de tipo barjanoide hacia el techo. La secuencia superior incluye al Miembro Verde y también a la F. Catriel, con presencia de mantos de areniscas intercalados con niveles de dunas e interdunas húmedas. A partir de datos dipmeter se ha determinado una dirección general de transporte de SSO a NNE. El reservorio del Mb. Verde de la F. Sierras Blancas se subdivide en las capas 2, 3 y 4. Esta separación surgió en forma arbitraria para proporcionar unidades de espesor adecuadas para un modelo de simulación, basada en registros eléctricos. Esta subdivisión está en consonancia con las principales unidades de flujo a nivel yacimiento, según lo corroboran los datos de presión. El Mb. Rojo tradicionalmente se ha propuesto equivalente a la capa 5 de Sierras Blancas (Figura 5). Las últimas revisiones sugieren que las geometrías y arquitecturas depositacionales ejercen un control en mayor o menor medida sobre la distribución de fluidos y con mayor certeza sobre las unidades en conectividad hidráulica. Las barreras de permeabilidad y variaciones petrofísicas, en sentido lateral y vertical están asociadas a las geometrías y superficies limitantes del sistema eólico. Este desmejoramiento de la calidad de roca podría resultar en algunas barreras de transmisibilidad, las que llegarían a ser verdaderos sellos en algunos casos dependiendo de su jerarquía y extensión (Zavala et al. 2005, Maretto y Zavala 2005). Estas discontinuidades estratigráficas, como fueron denominadas (Maretto y Lara 2002), han sido identificadas desde los comienzos del desarrollo. Sin embargo, es a partir de los registros de ensayos de formación y de la información sísmica que ha sido posible su mapeo a la escala de los proyectos de desarrollo. Correlación e interpretación sismoestratigráfica Dentro del Mb. Verde, la correlación litofacial presenta dificultades para su división interna en perfiles eléctricos, ya que respuestas similares pueden obtenerse de una variedad de condiciones (Maretto et al. 2002). En este aspecto adquiere valor la integración de la interpretación sísmica y

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las mediciones de ensayos de formación (pruebas de presión con cable). Desde el punto de vista sismoestratigráfico se reconocen dentro de la F. Sierras Blancas 5 superficies principales incluyendo el techo de la formación, límite con la F. Catriel. Se han mapeado dos discontinuidades intraformacionales (tope Mb. Rojo y tope capa 4). Dentro del Mb. Verde también existe una separación entre las capas 2 y 3, que tiene expresión sísmica y corrobora efectos de límite de presión en la mayor parte del yacimiento (Figura 5).

Figura 5. Superficies y discontinuidades dentro de la F. Sierras Blancas, con expresión en sísmica y pozos con referencias al modelo de facies (Mountney 2006)

El marco teórico de la interpretación secuencial está representado por la secuencia eólica básica definida por Zavala y Freije (2001). Parte del contexto teórico de los modelos de distribución de facies y arquitectura eólica aplicados en este trabajo pueden encontrarse entre las definiciones de Mountney (2006). El reconocimiento y mapeo de características estratigráficas, no atribuibles a fallas, se basó en la interpretación de los atributos de la Descomposición Espectral de Alta Resolución (HDFD), junto con otros atributos tales como coherencia y un volumen híbrido de clasificación de facies sísmicas. El grado de compartimentalización, propiedades del reservorio (porosidad, permeabilidad, presión de poro) y la distribución de fluidos se pueden correlacionar con cambios en facies sísmicas, por la presencia de discontinuidades de distintos tipos y órdenes de magnitud, dentro de la unidad Sierras Blancas. Estos límites fueron reconocidos a partir de los cambios en el contenido de frecuencias y geometrías mostradas por la Descomposición Espectral (HDFD), y en la asociación de los mismos con las terminaciones y relaciones espaciales de reflectores de la

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Figura 6. Resumen de la interpretación sismoestratigráfica

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interpretación sísmica de amplitudes. Se realizó también una comparación y correlación utilizando un volumen de inversión de impedancia acústica de onda P, que presenta excelente correlación con la porosidad del reservorio (Figura 6). Los límites pueden tener diferentes interpretaciones según el sector abordado, pero mayormente se asocian a discontinuidades entre cuerpos o desvinculaciones (por presencia de superficies eólicas de mayor orden y extensión), cambios de facies (presencia relativa de interdunas o sandsheets), variaciones de propiedades petrofísicas o la combinación de las anteriores (Figura 6). Los markers sísmicos mapeados como límites de primer orden constituyen un sello efectivo que puede separar diferentes fluidos originalmente en equilibrio, y representan discordancias. Los límites interpretados de segundo orden se asocian a discontinuidades o desvinculaciones entre cuerpos de reflectores y representan superficies cronoestratigráficas, superficies de deflación mayores o bien cambios de facies importantes. Los límites de tercer orden son pérdidas de continuidad lateral en el límite de la resolución, y que se traducen en la presencia o no de separaciones sísmicas verticales entre cuerpos de reflectores correspondientes a las dos unidades de flujo principales (capas 2 y 3). Se interpretan como relictos de interdunas o cementación a lo largo de superficies eólicas de deflación menores o de superposición. La existencia de estas desvinculaciones y cambios de facies-petrofísicos ha sido documentada en los pozos y en la nueva interpretación sísmica convencional. Es posible reconocer barreras verticales entre las dos unidades de flujo principales, mapeadas como un límite de tercer orden entre las capas 2 y 3, por contrastes de impedancia sísmica y geología en los pozos. Las mismas no siempre muestran continuidad lateral. Los espesores que se disgregan son cercanos al límite de la resolución sísmica. La presencia de las discontinuidades estratigráficas intratordillo afecta la distribución de fluidos y la evolución dinámica del yacimiento. Esta idea ha motivado la búsqueda de zonas de alta presión en un yacimiento maduro como Loma La Lata. Características del reservorio Las facies eólicas sufrieron profundos cambios diagenéticos. El contenido de arcillas en el Mb. Verde es bajo (menor al 10%), prácticamente en su totalidad de origen autigénico (Maretto et al. 2002). Composicionalmente corresponden a cloritas e illitas. El volumen de finos a partir de perfiles eléctricos utiliza un modelo de GR lineal, con ajuste de la línea base de arena limpia y una diferencia constante con el 100% shale. Los rangos de porosidad típicos del reservorio varían entre 6% y 16%, con amplios rangos de permeabilidad (0.01 mD a 50 mD, Figura 7). El espesor de reservorio neto puede estimarse a partir de un 8% de porosidad efectiva, valor por sobre el cual se ha comprobado productividad en todo

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el yacimiento. A nivel de perfiles eléctricos la porosidad efectiva típicamente se calcula a partir de los registros de densidad y acústicos. En la zona de emplazamiento del pozo de borde se estima por datos de sondeos vecinos un rango de porosidad entre 6 y 12%, que se corresponde con un rango de permeabilidades estimado entre 0.01 y 0.5 mD (Figura 7). En la estimación de saturación de agua por perfiles eléctricos se ha optado por la ecuación de Indonesia. Un valor de saturación de agua menor al 60% resulta adecuado para definir el espesor de net pay. Las variaciones de permeabilidad y límites de las unidades de flujo, explicados a partir del modelo geológico conceptual, presuponen la existencia de heterogeneidades en el drenaje del reservorio del Mb. Verde, aún en un yacimiento maduro como Loma La Lata, con un alto factor de recuperación actual. Bajo estas premisas fue posible definir en el área de borde un contraste de presión entre las capas 2 y 3, donde se visualiza una oportunidad en la unidad superior, producto de un drenaje poco eficiente. Esta zona también ha sido relegada por estar en una posición del yacimiento con un alto riesgo por las cercanías al contacto de agua.

Figura 7. Gráfico K-Phi con datos de corona de las capas 2 y 3, el sombreado indica los rangos de porosidad esperados en la zona de ubicación del pozo de borde

El impacto sobre el drenaje y efecto de sello de presión de la superficie limitante entre capas 2 y 3 es reconocido en la mayor parte del campo y se verifica mediante los perfiles de ensayos de formación (Figura 8). Una característica reconocida en reservorios análogos de origen eólico es el importante control de la

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Figura 8. Ejemplo de un pozo próximo a la zona de borde que verifica el efecto sello de la superficie limitante entre las capas 2 y 3

laminación interna como fuente de heterogeneidad, generando alto contraste entre la permeabilidad horizontal y la vertical (Figura 9). En el caso de perforaciones inclinadas u horizontales, completadas a pozo abierto o punzado, la orientación óptima que maximiza la productividad es aquella que coincide con la máxima inclinación de las capas frontales de la estratificación. Es decir, paralela a la dirección de los paleovientos (Mijnssen y Maskall 1994, Guyatt y Allen 1996). Este mismo rasgo explica el impacto positivo de las fracturas en pozos horizontales al incrementar el área de contacto con el reservorio. Las fracturas en pozos horizontales también incrementan el reservorio contactado al superar el efecto de sello de las superficies limitantes (aporte de varios cuerpos y/o secuencias). En estos casos es crítica la orientación (azimut) del pozo respecto a los esfuerzos regionales.

Figura 9. Relación entre permeabilidad vertical y horizontal (izquierda), ejemplo conceptual sobre arenisca con estratificación entrecruzada, muestra de corona de Sierras Blancas (derecha), escala en centímetros

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En la zona de emplazamiento del pozo de borde, se ha estimado la presencia de un contacto gas-agua en la cota de -2720 mrnm. La producción, ensayos y cortes de agua de pozos vecinos verifican estos límites. Producto de la heterogeneidad del reservorio dentro de las capas 2 y 3 de Sierras Blancas, existen distintas alturas de transición dentro del yacimiento, partiendo del contacto en -2720 mrnm. Las variaciones de saturación en función de la altura sobre el contacto para las diferentes calidades de reservorio definen el alto de las zonas de transición en las capas 2 y 3 (Harrisson y Jing 2001, Johnson 1987, Cuddy 1993). Hacia el sur de la zona de estudio se incrementa el espesor de la zona de transición. METODOLOGÍA Estimación de presión de reservorio Una de las mayores incertidumbres para la perforación del pozo de borde es la presión que se espera encontrar en las capas 2 y 3. Si bien, los pozos en producción cercanos se han completado en capa 3, los antecedentes de medidas de presión muestran que la capa 2 también tenía cierto grado de drenaje cuando se perforaron los últimos pozos de la zona. Se presupone que la presión de reservorio no va a ser homogénea en toda el área entre la última línea de pozos y el contacto, pero para avanzar con el proyecto era necesario estimar un rango de esta variable. Dado que un modelo dinámico no tiene buena resolución en el área de borde del yacimiento, se optó por un balance de materia de la zona. El balance de materia se realizó sobre un polígono más grande que la zona de interés, de modo de poder incluir pozos con historia de presiones y producción. Como dato de entrada se utilizó el gas original en sitio (GOIS) de capa 2 y capa 3 calculado

Figura 10. Casos de balance de materia

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sobre el polígono a partir del modelo estático. Se cargó la historia de producción y presiones y se realizaron dos ejercicios de ajuste: considerando únicamente el volumen de capa 3 y el de capa 3+ capa 2. Considerando la hipótesis de un reservorio homogéneo con plena conexión hidráulica, la presión del reservorio será uniforme e igual a la medida y modelada con el balance del caso 1. En cambio, si se considera la hipótesis de un reservorio con conexión hidráulica parcial, se espera una presión variable a lo largo del área de interés. La mínima presión esperada es la medida en la última línea de pozos, y la máxima sería la modelada en el caso 2, que considera que tanto la capa 2 como la 3 fueron drenadas por igual. En este caso, las mediciones de presión realizadas no son representativas de todo el reservorio modelado debido a la limitada conexión hidráulica que se presupone, y esto queda reflejado en el desajuste del balance. La situación real se encontraría entre estos dos casos puesto que ni la conexión hidráulica es plena, ni las dos capas han aportado por igual, lo cual se pone en evidencia en el RFT mostrado en el apartado anterior. Posicionamiento del pozo horizontal Explicado el modelo conceptual, fundamental para el inicio del proyecto en la zona de borde, en la definición de la ubicación del pozo LLL-A se tuvieron en cuenta los siguientes elementos (Figura 11): • Seleccionar una ubicación representativa del proyecto, que en caso de obtener buenos resultados permita ampliar el desarrollo. •

Situarse en una posición con una incertidumbre estructural y de parámetros de reservorio media a baja, reconociendo como principales fuentes de incertidumbre la presión de reservorio y la posición del contacto gas-agua.

•

Conociendo la incertidumbre existente en el contacto y evaluando registros y resultados de pozos vecinos se definió un rango de navegación de entre 20 y 40 m sobre el nivel esperado.

•

El pozo navegará en la capa 2, donde el modelo estático, análisis volumétrico y balance de materiales sugiere una mayor presión de reservorio en relación con la capa 3.

•

Para disminuir la incertidumbre estructural in situ se contará con control geológico a partir de la fase intermedia y perfilaje Logging While Drilling (LWD) durante la fase de aterrizaje, para verificar la posición del tope del reservorio y garantizar el correcto posicionamiento del tramo horizontal.

•

En función de las condiciones mecánicas del reservorio y formaciones en contacto la mejor opción para navegar es dentro de la capa 2 es en la base del tercio superior, esto es 10 m por debajo del tope y 20 m por sobre la superficie que podría contener un diferencial de presión con capa 3 por debajo.

•

La orientación del esfuerzo horizontal máximo en la zona es aproximadamente oeste-este, motivo por el cual el pozo tiene un rumbo aproximado norte-sur.

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Figura 11. Sección estructural en profundidad resumiendo las condiciones de posicionamiento del pozo horizontal de borde LLL-A

Diseño de pozo y estrategia de terminación De acuerdo con las experiencias precedentes de la zona, se conocía en pozos verticales y dirigidos, que los resultados de producción no eran buenos. Con espesores útiles de 20 a 30 metros, las fracturas hidráulicas realizadas conectaban rápidamente los niveles con alta saturación de agua, con la consiguiente baja producción de gas con altos caudales de agua. Para el caso de pozos horizontales, los mismos se terminaban a pozo abierto por el riesgo de contactar el agua y quedaban sin producción o con producciones muy bajas, por lo que el análisis del diseño de la fractura resulta fundamental. La fractura debería quedar contenida en una capa de 25 m de espesor, la capa 2, limitada hacia arriba por la F. Catriel, roca sello de alta fragilidad, y hacia abajo por otra capa permeable (capa 3), que contiene el contacto de agua. Con el fin de minimizar este riesgo se decidió drenar el área de borde a partir de pozos horizontales fracturados con una tecnología que permitiera: 1. Controlar el alto de fractura (geometría de fractura). Para esto se debe sacrificar el tamaño, lo que implica emplear bajos caudales de bombeo, un fluido especial y una menor cantidad de bolsas. Para compensar este efecto se realizaron mayor número de etapas para obtener una productividad rentable.

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2. Controlar el ingreso de agua al pozo en los puertos de fractura como medida de contingencia en caso de que alguna etapa produjera un importante volumen de agua. En función de estos requerimientos se ajustó un diseño de etapa, consistente en fracturas energizadas con nitrógeno, en las que se emplean en promedio 225 bolsas de agente cerámico 20/40, a un caudal de 15 bpm y con un fluido de alta concentración de reductor de fricción para controlar el alto de fractura (Figura 12).

Figura 12. Simulación del diseño de fractura para control de altura y geometría

Como puede apreciarse en la simulación de la fractura, la misma queda confinada en capa 2 y la zona de gas de capa 3 ya que se tienen distintos valores de stress dados principalmente por una mayor presión poral de Catriel y de la zona de agua. La tecnología elegida para poder combinar estos dos requerimientos consistió en una terminación con sistema de camisas cementadas, de apertura y cierre con coiled tubing y el método de fractura anular (entre coiled tubing y casing). Este sistema posee varios beneficios, ya que no hay limitación en el número de etapas que se pueden realizar. Con esta herramienta, ante un probable arenamiento por trabajar a bajo caudal, se puede establecer circulación y de esa forma limpiar el pozo para luego pasar a la siguiente etapa, logrando ahorrar tiempos operativos.

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La secuencia operativa para la etapa de terminación consistió en: 1. Profundizar el coiled tubing, localizar la camisa y posicionar la herramienta. 2. Asentar peso y fijar packer en la camisa que se desea abrir. 3. Aplicar presión por el anular coiled tubing - casing, cortar los pines y abrir la camisa. 4. Iniciar el tratamiento con un bombeo de HCl al 15% (punta ácida) y fracturar por el espacio anular monitoreando por entre columna la presión de fondo. 5. Al finalizar la fractura se incrementa el caudal por directa del coiled tubing para lavar arena que haya quedado sobre el packer. 6. Liberar herramienta, movilizar a la siguiente camisa y repetir la secuencia operativa. En cada etapa de fractura se bombearon trazadores de agua y gas que permiten determinar el aporte de cada fluido. Para trazar las 20 etapas se utilizaron 20 trazadores de agua, 1 trazador de agua global adicional y 19 trazadores de gas. RESULTADOS El posicionamiento de la rama horizontal del pozo fue exitoso, quedando ubicado en un rango estimado entre 5 y 13 metros por debajo del tope del reservorio. De acuerdo con los perfiles registrados todo el tramo horizontal contactó espesor útil. El pozo horizontal de 1128 metros de rama (profundidad total 4500 metros MD) se completó con un total de 20 camisas, cuyas posiciones fueron definidas a partir del análisis de perfiles eléctricos a pozo abierto. En total se realizaron las 20 etapas de fractura de acuerdo con el diseño simulado y con un distanciamiento promedio de 50 m, variable entre mínimo de 35 m y un máximo de 80 m. Una carta modelo se muestra en la Figura 13, en la que se observa el comportamiento de la presión de fondo a través de la lectura por directa (CT Pressure). Al no observar una disminución de la esta presión durante la fractura, se estima que no modifica su altura inicial al entrar la arena.

Figura 13. Carta de fractura etapa modelo pozo LLL-A

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A continuación, se presentan los resultados obtenidos por los trazadores, tanto de gas como de agua (Figura 14), correspondientes a los primeros 19 días de registro. Como puede observarse en el gráfico, la utilización de trazadores permite reconocer las etapas más productivas y acompañar su tendencia de producción durante el período de tiempo estudiado. Las etapas 9, 10, 11, 12 y 16 representan el 80% de la producción total del pozo, es importante aclarar que en las etapas 11 y 12 se utilizó el mismo trazador para el gas, donde se asume aporte en partes iguales de cada una de ellas. Puede apreciarse principalmente en las etapas, 9, 10 y 16 que tanto la distribución de gas como de agua no cambia al cambiar el orificio. Para el caso del gas, las etapas 5, 6 y 19 no presentan perfil de producción mientras que para el caso del agua las etapas 10, 16 y 18 son las que presentaron mejor limpieza. La alta dilución del trazador global en agua indica que la mayoría del fluido producido es no trazado, es decir no fue inyectado en fracturas. La toma de muestras se continuó durante los 6 meses siguientes. Las mismas están siendo procesadas en laboratorio, sus resultados permitirán ampliar las conclusiones. Por la tendencia decreciente de las fracturas de mayor aporte y la creciente de las de menor aporte en el tiempo

Figura 14. Distribución de producción porcentual de GAS (arriba) y AGUA (abajo) por etapa de fractura

Los resultados en producción del pozo se encuentran por el encima del rango esperado, que fuera estimado a partir de la presión modelada y las propiedades petrofísicas. La presión de reservorio contactada fue de 230 kg/cm2. El caudal de enganche superó los 100000 m3/d de gas y

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20 m3/d de condensado. Estos resultados se muestran en la Figura 15.

Figura 15. Controles de producción por separador de los primeros 4 meses del pozo

CONCLUSIONES Los principales aportes de este trabajo se resumen: • Se comprobaron las hipótesis de heterogeneidad del modelo geológico conceptual, que contemplaba una zona de alta presión dentro de un yacimiento maduro con un factor de recobro del 80%. •

El posicionamiento de la rama horizontal del pozo fue exitoso, comprobando la utilidad de la herramienta LWD para asegurar el aterrizaje dentro del reservorio objetivo, a 30 m sobre el contacto. Los perfiles registrados indican que todo el tramo horizontal contactó espesor útil.

•

La tecnología seleccionada para la terminación del pozo demostró ser adecuada para fracturar y poner en producción el pozo minimizando el riesgo de empaquetar por debajo del contacto gas-agua.

•

El control del crecimiento de la fractura se logró a partir del bombeo a bajo caudal de un fluido de alta concentración de reductor de fricción y un promedio de 225 bolsas de agente cerámico 20/40 por etapa. Esta situación fue corroborada por la lectura de la presión de fondo a través de la directa del Coiled Tubing, durante el desarrollo de cada fractura.

•

El uso de trazadores permitió identificar que el 80% de la producción del pozo lo aportan las etapas 9, 10, 11, 12 y 16 y que las etapas 5, 6 y 19 no presentan perfil de producción de gas.

•

Los resultados de producción del pozo (caudal de enganche de 100000 m3/d de gas y 20 m3/d de condensado) abren una nueva zona a desarrollar en el área de borde dentro de un campo maduro como Loma La Lata.

AGRADECIMIENTOS Los autores agradecen a Raúl Comeron y Federico Wagner por sus aportes técnicos y

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discusión sobre el trabajo, a Emilio Orte por su colaboración con la gestión de los trazadores, al gerente regional por facilitar la perforación del este pozo y al resto de las especialidades (desarrollo operaciones, perforación, workover, estimulación y producción) por su activa participación para la ejecución de este proyecto. El agradecimiento a YPF S.A. por autorizar la publicación. REFERENCIAS CITADAS Digregorio, J.H., 1972, “Neuquén”, en Leanza, A.F.

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Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos: Desarrollo con pensamiento No Convencional

10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos: Desarrollo con pensamiento No Convencional

INTEGRACIÓN DE LA INFORMACIÓN EN LA DISMINUCIÓN DE INCERTIDUMBRES ESTRUCTURALES EN RESERVORIOS NATURALMENTE FRACTURADOS. GRUPO MENDOZA, YACIMIENTO LOMA ALTA Rosina Cristina Barberis1, Adrián Medialdea1, Carlos Eugenio Pastore1, Daniel Amancio Lorenzo1, René Enrique Manceda1 1: YPF S.A., [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected]

Keywords: fracturas, difracciones, incertidumbres

ABSTRACT Integration of Information on Structural uncertainties mitigation in naturally fractured reservoirs. Mendoza Group. Loma Alta Field. Loma Alta Field began its development in 1983 with varied productivity results. This study analyzes the previous data of well production, seismic interpretation, well images logs and seismic diffractions in an integrated Field Development Plan. The variation in production results had been justified due to the main reservoir is Naturally Fractured, however, identifying the causes well to well, within a general structural framework, allows to significantly reduce the uncertainties. The main objective of this analysis is the integration of the structural complexity and the diversity in the results of wells, led to the realization of an interdisciplinary study, which combines tools and methods with different scales of detail to reduce uncertainties and minimize risks when developing a naturally fractured reservoir. The study included the macro and micro analysis of the Structural Geology of the area: detailed interpretation of the 3D depth migrated seismic for the Loma Alta and Cerro Divisadero deposits; well responses during drilling, repetitions of intervals, relationship between production results of wells its structural position, intensity and orientation of natural fracturing in images of wells and cores; and its correlation with the Seismic Diffraction Attribute, as a predictive technique for areas with natural fracturing.

INTRODUCCIÓN El yacimiento Loma Alta se encuentra dentro del ámbito geológico de la Faja Plegada y Corrida de la Cuenca Neuquina Surmendocina. Comenzó su explotación en la década de los ‘80 y a lo largo de su desarrollo mostró variados resultados de productividad. Esta respuesta es normal en reservorios naturalmente fracturados sin embargo, identificar las causas pozo a pozo, dentro de un marco estructural general, permite disminuir significativamente las incertidumbres. La complejidad estructural del área asociada a los resultados de los pozos, motivó la realización de un estudio interdisciplinario, combinando herramientas y métodos con escalas de detalle diferentes para disminuir incertidumbres y minimizar riesgos al momento de desarrollar este tipo

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de reservorios. El estudio incluyó: interpretación del cubo sísmico 3D en profundidad; análisis del comportamiento de pozos durante la perforación, repeticiones de intervalos, relación entre los resultados de producción de los pozos vs. su posición estructural y su fecha de perforación; intensidad y orientación del fracturamiento natural en imágenes de pozos y coronas; y su correlación con el atributo de difracciones sísmicas, como técnica cualitativa de predicción de zonas con fracturamiento natural. Para confiar en la predictibilidad del modelo, la mayor de las dificultades fue encontrar una explicación a los pozos improductivos cercanos a las zonas productivas. Se identificaron zonas y bloques en el modelo estructural, a partir de la interpretación sísmica y de los ensayos de Formación, que permitieron justificar los diferentes resultados según su posición en la estructura, el bloque en el que se encuentra y la cantidad de fracturas contactadas. Este último factor fue determinante, ya que históricamente los pozos se perforaban siguiendo la tendencia natural de la estructura para la desviación, haciendo que los sondeos se orienten paralelos a la dirección del set principal de fracturas.

Figura 1. Ubicación del yacimiento Loma Alta en el bloque de concesión Valle del Río Grande al Sur de la provincia de Mendoza.

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Integración de la información en la disminución de incertidumbres estructurales en reservorios naturalmente fracturados. Grupo Mendoza, Yacimiento Loma Alta

Marco Geológico La zona de estudio se encuentra al sur de la provincia de Mendoza, en el departamento Malargüe (Fig. 1A). Se ubica en el sector externo de la Faja Plegada y Corrida de la Cuenca Neuquina-Surmendocina (Kozlowski et al., 1993), en el dominio tectónico caracterizado por la participación de basamento en la deformación (Fig. 1B). Forma parte de la provincia geológica de la Cordillera Principal, caracterizada por la presencia de depósitos marinos jurásicos y cretácicos sometidos a una intensa tectónica compresiva. Con el descubrimiento del yacimiento Puesto Rojas (al Norte del área de interés), en el año 1974 se inicia la exploración de calizas fracturadas del Gr. Mendoza en estructuras complejas desacopladas del basamento (Giampaoli et al., 2002 y 2005). La configuración estructural actual es el resultado de una compleja historia evolutiva ocurrida dentro del ciclo Ándico y cuya característica principal es el desarrollo de un importante volcanismo de retroarco (Bermúdez et al., 1993) y la incorporación del basamento a la deformación mediante la inversión tectónica de estructuras extensionales formadas en el Mesozoico (Manceda y Figueroa, 1995). En la región se encuentran numerosos yacimientos productivos de reservorios naturalmente fracturados en Gr. Mendoza. En 1978 se descubren acumulaciones de hidrocarburos en intrusivos alojados en la Fm. Huitrín y en intrusivos en la Fm. Agrio con producciones de interés económico. A principios de la década del ‘80 se descubren los yacimientos más importantes de la zona, todos ellos productivos de reservorios naturalmente fracturados. Las estructuras principales dentro de la Faja Plegada y Corrida de Malargüe pueden agruparse en tres fajas: la Occidental, compuesta por el sistema de fallas Bardas Blancas (Di Carlo y Cristallini 2007), con vergencia al Este; la Central, constituida por los sistemas de fallas Malargüe y Palauco, con doble vergencia (aquí se encuentra el yacimiento Loma Alta); y la Oriental, una serie de anticlinales con vergencia tanto al este como al oeste restringidos en la zona sur. Los anticlinales Malargüe y Palauco son dos estructuras con basamento involucrado, alineados en dirección N-S y con una zona de transición ubicada a los 35°50´S, correspondiente al lineamiento Bardas Blancas (Kozlowzki et al., 1993; Yaguspky et al. 2008). Los datos sísmicos indican que este lineamiento levanta al bloque Norte con vergencia al Sur, produciendo la exhumación del anticlinal Malargüe con respecto al anticlinal Palauco, razón por la cual este último, tiene una cobertura cenozoica más espesa. Dentro del yacimiento Loma Alta, para el Gr. Mendoza, se identificaron al menos 5 zonas estructurales diferentes, en función de los datos sísmicos y de sondeos, de los cuales sólo 3 tienen historia de producción comprobada. Según el bloque atravesado, los pozos muestran un comportamiento de producción muy diferente. Se dividieron y analizaron los datos existentes de presión y producción, en función de la interpretación estructural, para evaluar la productividad y el riesgo asociado en cada bloque independientemente.

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Generalidades Estratigráficas Las rocas de basamento en el sector noroccidental de la Cuenca Neuquina, al sur del río Diamante, constituyen el relleno volcánico de los depocentros de las cuencas de rifts del Triásico Tardío-Jurásico Temprano, que se vincularían con la Sección Superior del Grupo Choiyoi. Por encima, y en discordancia se apoyan los depósitos piro-epiclásticos de origen continental pertenecientes al Precuyo. En particular, la Formación Remoredo está compuesta por pelitas y areniscas tobáceas, conglomerados e intercalaciones de tobas e ignimbritas, depositados en un ambiente de abanicos aluviales y barreales. El Gr. Cuyo está representado por distintas litologías correspondientes a tobas, andesitas, brechas volcánicas e ignimbritas y en menor proporción se encuentran sedimentos epiclásticos. El Gr. Lotena se encuentra limitado en techo y base por dos discordancias y corresponde a tres secuencias depositacionales: depósitos clásticos continentales y marinos conocidos como Fm. Lotena, otra intermedia de facies turbidíticas de centro de la cuenca sobre la que prograda una plataforma carbonática que corresponde a la Fm. La Manga y por último un episodio de desecación asociado al desarrollo de evaporitas de la Fm. Auquilco (Legarreta y Gulisano, 1989). El espesor de toda esta secuencia en la zona, no supera los 100 metros. El Gr. Mendoza, en el yacimiento Loma Alta, se separa por un despegue en el techo de la Fm. Auquilco, posee un espesor aproximado de 500 metros (Dicarlo y Cristallini, 2007, Groeber 1946, Groeber y Stipanicic 1953, Gulisano et al., 1984). La Fm. Vaca Muerta, constituida por aproximadamente 130 m de arcilitas calcáreas gris oscuras y ocasionales niveles de calizas arcillosas; hacia la base se encuentran unos 30/40 m de lutitas negras con abundante materia orgánica. La Fm. Chachao, se compone de calizas fosilíferas gris blanquecina y calizas arcillosas (hacia la base), con intercalación de arcilitas calcáreas. El espesor normal para ésta posición de cuenca es de 60 m. La Fm. Agrio, se presenta como una alternancia de arcilitas calcáreas gris oscuro y calizas arcillosas grises a castañas. Se espera encontrar en los términos superiores de esta unidad filones andesíticos, en ocasiones fracturados naturalmente; toda la unidad tiene un espesor aproximado de 240 m. La Fm. Huitrín está constituida por dos secciones de variable espesor con sedimentos evaporíticos (anhidrita) separados por fangolitas y arcilitas en parte arenosas, su espesor promedio es de 75 m. La Fm. Rayoso, está representada por fangolitas castaño rojizas, consolidadas y de aspecto masivo, con un espesor de 35 m aproximadamente. El Gr. Neuquén está conformado por depósitos continentales neocenomanianos-campanianos, caracterizados por la alternancia de areniscas de variada granulometría, hasta conglomerados y fangolitas, de origen fluvial. Supera los 1000 metros de espesor hacia el sector occidental de la cuenca, disminuyendo en forma gradual hacia el borde, al mismo tiempo que se acuñan los términos más viejos. En el Área del Valle del Río Grande presenta un espesor aproximado que varía desde 900 metros al oeste, hasta 650 metros en el este. Al Gr. Malargüe lo conforman las Fm. Roca-Loncoche, representadas por facies carbonáticas

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Integración de la información en la disminución de incertidumbres estructurales en reservorios naturalmente fracturados. Grupo Mendoza, Yacimiento Loma Alta

Figura 2. Columna Estratigráfica de la zona (Legarreta y Gulisano 1989)

formadas en un ambiente de plataforma somero, y evaporitas y limoarcilitas calcáreas gris verdosos con nódulos de yeso, que alternan con areniscas hasta conglomerados gris blanquecinos a gris verdoso. La Fm. Pircala está constituida por una sucesión monótona de pelitas y vaques, medianas a gruesas castañas y con aislados bancos de anhidrita. No se prevé atravesar términos de esta

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unidad en el sondeo, ya que estaría ausente por erosión. Por encima del tope del Gr. Malargüe se encuentran los depósitos terciarios volcaniclásticos. El intervalo de interés evaluado corresponde al Gr. Mendoza, en los diferentes bloques, cobrando mayor importancia las calizas arcillosas de la Fm. Agrio que hacen de caja a los filones ígneos, y las calizas fracturadas de la Fm. Chachao. METODOLOGÍA El modelado geológico se realizó teniendo en cuenta la complejidad estructural que se observa en la información sísmica y los datos de pozos. Se interpretó la estructura en la sísmica, las fracturas en imágenes de pozo y coronas y las fracturas a partir del cubo de difracción sísmica. Estas interpretaciones se integraron al análisis de producción de los pozos, y de las presiones de reservorios por bloque. Interpretación de la Estructura El yacimiento Loma Alta se conforma por la deformación a partir de corrimientos y retrocorrimientos, tanto de piel fina como de piel gruesa de rumbo N-NNE y fallas inversas con rumbo N-NNO (Manceda y Figueroa, 1995). Se identifican diferentes dominios estructurales (Fig. 3) nombrados como: Zona 1 o Dúplex, Zona 2 o Triangular, Zona 3 Entre fallas, Zona 4 o Este y Zona 5 o Bloque Colgante

Figura 3. Modelo Estructural Esquemático

En el modelo esquemático de Loma Alta, se puede ver la Falla Principal con una línea negra de trazos y puntos. Esta falla Inversa, genera grandes rechazos en las unidades atravesadas, llegando a

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rechazos cercanos a los 500 metros en sedimentos continentales del Grupo Neuquén (Zona 5). Por debajo y en la zona Oeste se interpreta la Zona 1, zona simplificada en el esquema, conformada por al menos dos fallas en forma de Dúplex que ha producido numerosas repeticiones, que sólo se reconocen con información de pozos. Desde el Este, retrocorrimientos que se originarían con el levantamiento de las Sierras de Palauco, forman un pliegue por propagación de falla (Zona 4) y podrían ser interferidos formando otro dúplex (Zona 3). La Zona 2, corresponde a la región deformada entre el dúplex del oeste y los retrocorrimientos de Palauco, al Este.

Figura 4. Interpretación Estructural a partir de datos sísmicos y de pozos.

El rasgo sísmico de la falla principal se observa a lo largo de todo el cubo sísmico (Fig. 4), con unos 17 km aproximados de longitud mínima, con variaciones en el rumbo de la falla, de NorteSur a Norte-Noreste. Modelo de Fracturas Los principales reservorios son las calizas fracturadas de la Fm. Chachao que disponen de datos de coronas e imágenes de pozo. A partir del análisis de testigos corona en pozos en el Valle del Río Grande, se evaluaron los datos de apertura y densidad de las fracturas para la Fm. Chachao. Adicionalmente, se realizó la interpretación de imágenes de pozo acústicas y resistivas para obtener las orientaciones preferentes de las fracturas naturales en las diferentes unidades estratigráficas y en función de su posición estructural.

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Del análisis anterior se consideró una apertura cinemática promedio para la Fm. Chachao, según los bloques de 0,87 mm para las Zonas 1 y 2; 0,52 mm para la Zona 3; 0,19 mm para la Zona 4 y 1,28 mm para la Zona comprendida entre el Duplex y la falla principal. En cuanto a la densidad de fracturas por metro promedio para el mismo intervalo, se reconocieron 6 fracturas/ metro para las Zonas 1 y 2; 2,6 f/m para la Zona 3; 2,33 f/m para la Zona 4 y 10,2 f/m para la Zona entre el Duplex y por debajo de la falla principal. Las orientaciones de las fracturas interpretadas en cada pozo, para cada unidad fueron evaluadas y agrupadas por formación en función de la posición estructural. La diversidad de los datos, tanto arealmente como en profundidad, enmascara las orientaciones predominantes de las fracturas. A gran escala (Fig. 5) se observa bimodalidad en la distribución dominante de las inclinaciones, obteniendo un grupo de fracturas de 15-30° de inclinación y otro entre 55-70°.

Figura 5. Frecuencia de las inclinaciones de las Fracturas para las Zonas 2 y 5.

El análisis del rumbo para las fracturas (Figs. 6 y 7) también muestra un comportamiento bimodal en los pozos, sin embargo, la dispersión de los datos es aún mayor. Se asume como orientación preferente de las fracturas, las direcciones de buzamiento de 185° y 275°. Evaluando individualmente las orientaciones de las fracturas para los intervalos de Chachao en la zona 2, y Agrio en la zona 5, se obtienen las siguientes orientaciones de fracturas. La cantidad de datos para cada bloque y zona no serían suficientemente representativos para alimentar un modelado geomecánico 3D. Ploteando la totalidad de los datos puede obtenerse una orientación preferente que permita aumentar las chances de atravesar fracturas naturales dirigiendo la trayectoria de las perforaciones. Del análisis de la orientación de fracturas, se desprende la relevancia de la perforación de los pozos dirigidos, con el objeto de interceptar la mayor cantidad de fracturas posibles. Con la combinación del modelo estructural planteado, la orientación de las perforaciones y los atributos sísmicos de calidad que se presentan a continuación, se observa una reducción en la incertidumbre al momento de contactar un reservorio naturalmente fracturado.

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Figura 6. Estereogramas y Diagrama de Rosas de la sumatoria de fracturas de los pozos con imágenes en los yacimientos Loma Alta y Cerro Divisadero.

Figura 7. Diagrama de Rosas de la orientación de fracturas por intervalo.

Interpretación Sísmica de atributo. Atributo de Difracción Sísmica La interpretación sísmica estructural se realizó en el cubo de amplitudes en profundidad. Se asociaron los intervalos productores a rasgos sísmicos estructurales y estratigráficos, con el objetivo de visualizar la continuidad de los mismos. Se realizaron mapas de distribución de discontinuidades, que podrían condicionar la extensión y geometría de los reservorios. De manera complementaria, se interpretaron estos rasgos en los cubos de amplitud en tiempo y en el cubo de Atributo Semblanza.

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Se descartó la factibilidad de realizar el atributo de Amplitud vs. Azimut (AVAz) por la geometría del cubo sísmico que no presenta distribución homogénea del dato, y se generó un cubo de Difracciones Sísmicas como herramienta adicional de predictibilidad de zonas con mayor deformación frágil. Las difracciones sísmicas originadas por heterogeneidades geológicas pueden ser utilizadas para interpretar elementos que no son visibles claramente en los datos convencionales. La energía de difracción que se genera por las propiedades de dispersión del subsuelo puede ser separada de la amplitud sísmica sin esfuerzos especiales de procesamiento (Klokov et al., 2017). Las fallas, son elementos de fuerte dispersión de energía que pueden utilizarse para correlacionar las interpretación, para luego asociar objetos de dispersión más débiles como fracturas naturales. La imagen de difracción fue construida en el dominio del tiempo, migrado mediante modelo de velocidad de migración PSTM. Para facilitar la interpretación, la imagen de difracción fue transformada a Volumen de Atributo de Energía, y Volumen de Imagen de Difracción; ésta última correlaciona mejor con la distribución geológica de los horizontes sísmicos asociados a los reservorios. En los niveles interpretados asociados a los intervalos productivos, se diferenciaron las anomalías de difracción sísmica (ASD) generadas por fallas, de las generadas por fracturas naturales del reservorio según las pendientes de las mismas. Se consideraron las anomalías de difracción discordantes a los horizontes como generadas por fallas, mientras que las generadas por fracturamiento natural de la roca serían concordantes a los horizontes. En la siguiente figura (Fig. 8) se puede observar la distribución espacial del horizonte evaluado en el cubo de Amplitud de la sísmica en profundidad (PSDM); para la zona del pozo LA-A (productor) y LA-B (no productor), donde se aprecia la discontinuidad del rasgo interpretado.

Figura 8. Corte sísmico entre los pozos LA-A y LA-B (PSDM)

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La validación de la interpretación de anomalías de difracción se obtuvo con la correlación entre los máximos de atributo y los intervalos con buenas producciones de líquido en los pozos (Fig. 9). Se observó que pozos con buenos resultados de producción para un intervalo dado

Figura 9. Integración de la información: Anomalías de difracción sísmica, Control Geológico y perfiles de pozo (Imagen Resistiva)

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coinciden con zonas con intensidad de fracturamiento relativamente alta y anomalías de difracción sísmica. Integrar la interpretación de Anomalías de Difracción Sísmica al análisis en detalle de los perfiles de pozos, imágenes resistivas y acústicas, interpretación estructural, orientación de las trayectorias y ensayos de producción permite disminuir las incertidumbres geológicas al momento de contactar zonas con fracturamiento natural en este tipo de yacimientos, teniendo en cuenta las diferentes escalas de la información. RESULTADOS La reducción de la incertidumbre con este estudio integrado de diferentes metodologías a diferentes escalas permite trabajar con menos variables al momento de evaluar yacimientos naturalmente fracturados. Se realizaron dos perforaciones posteriores al estudio integral del yacimiento Loma Alta, las mismas validaron según los perfiles y los ensayos de terminación el modelo estructural, la presencia de fracturas naturales y su correlación con las anomalías de difracción sísmica. Es necesario mencionar que otro factor clave en la evolución de este tipo de reservorios es la adquisición de datos de presión para poder establecer de manera efectiva la compartimentalización interpretada sísmicamente. CONCLUSIONES Considerando las incertidumbres históricas al momento de desarrollar reservorios naturalmente fracturados, se concluye sobre la importancia de integrar toda la información disponible, tanto estática como dinámica, con diferentes escalas de análisis, para la generación de modelos con mayor predictibilidad en cuanto a la presencia o no de fracturas y su obvia correlación con la productividad de los pozos. AGRADECIMIENTOS Se agradece por su participación al momento de llevar a cabo el presente trabajo a los siguientes profesionales: D. Crosta, M. Federici, Ma. F. Valverde, L. Ciancio, L. González, A. Klokov. REFERENCIAS CITADAS Bermúdez, A., Delpino, D., Frey, F. and Saal, A. 1993. Los basaltos de retroarco extraandinos in Ramos

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NUEVA INTERPRETACIÓN PALEOAMBIENTAL Y SU IMPLICANCIA EN LA DISTRIBUCIÓN DE LOS RESERVORIOS ARENO-CONGLOMERÁDICOS DE LA FORMACIÓN LOS MOLLES EN EL ÁREA CENTENARIO, CUENCA NEUQUINA Basilio Gimenez1, Gonzalo Veiga2, María Soledad Montenegro2, Ernesto Schwarz1 1: Pluspetrol S.A., [email protected], [email protected] 2: CIG (CONICET-UNLP), [email protected], [email protected]

Palabras clave: Formación Los Molles, Dorsal de Huincul, Braid deltas, Tight-gas

ABSTRACT New Palaeonvironmental Interpretation and Implications for the Distribution of Conglomerate/Sandy Reservoirs in the Los Molles Formation at the Centenario Area, Neuquén Basin The Los Molles Formation in the Centenario area is located over the Huincul arch in the southeastern margin of the Neuquén basin. Due to its marginal location and the strong tectonic influence associated with the evolution of this large-scale morph-structural element during the initial stages of its accumulation, it has been interpreted as the record of alluvial fans and sediment-laden fluvial systems. Through the integration of the entire available core data in the area combined with microresistivity images and well logs, a new palaeoenviromental model is proposed for the Los Molles Formation in this area. This unit might have evolved from a shallow marine system (for which offshore and shoreface facies are recorded) with local coarse-grained input, up into a coarse-grained deltaic system (braid delta) with record of delta front and delta plain facies associations. Based on this new interpretation the main reservoirs of the Los Molles formation were analyzed, integrating 3D seismic data, borehole images, well-to-well correlations and petrophysical properties in order to identify potential zones for development of the tight-gas targets in the area.

INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS Durante los últimos años se generó un nuevo enfoque sobre los reservorios productivos de la Cuenca Neuquina, siendo los del tipo no-convencional los de mayor relevancia en este período. Dada la declinación productiva de los campos convencionales maduros, el desarrollo de reservorios gasíferos provenientes de areniscas de baja permeabilidad ha permitido mantener e incrementar las producciones de hidrocarburos en campos históricos de la Cuenca. Uno de estos casos constituye los depósitos areno-conglomerádicos de la Fm. Los Molles (Grupo Cuyo Inferior) en el área Centenario, los cuales fueron descubiertos como productivos de gas seco mediante el pozo exploratorio Ce.xp-1116 en el año 1998. Dicho descubrimiento permitió generar distintos planes de desarrollo al punto que actualmente el área cuenta con más de 130 pozos con objetivo primario en la Fm. Los Molles.

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El desarrollo principal de estos reservorios se centra en una estructura anticlinal de orientación WNW-ESE, donde las propiedades petrofísicas resultan ser mejores, disminuyendo la calidad de los mismos con la profundidad hacia el flanco norte. Con el objetivo principal de continuar el desarrollo de la Fm. Los Molles hacia esta zona, se planteó la necesidad de realizar un análisis paleoambiental integrado de modo de poder elaborar modelos de reservorio que capten la variabilidad sedimentológica de la unidad. En este sentido, el área cuenta con varios testigos-corona que habían sido descriptos en forma individual sin un contexto integrador, dando como resultado interpretaciones de ambientes fluviales-aluviales de alta energía debido a la alta proporción de facies gruesas conglomerádicas. Mediante un estudio integrado de la información de roca, sumado a imágenes de pozo, se propone una nueva interpretación paleoambiental para la Fm. Los Molles en el área Centenario. Para llegar a estas conclusiones, se plantearon los siguientes objetivos específicos: 1. Efectuar análisis de facies en testigos corona para comprender la influencia de diferentes procesos de acumulación; así como establecer las sucesiones verticales presentes a diferentes escalas. 2. Definir sistemas de acumulación que caracterizan a la unidad, tanto vertical como espacialmente. 3. Reconocer superficies clave que permitan delimitar paquetes genéticamente relacionados (unidades estratigráficas a diferentes escalas). 4. Vincular los modelos paleoambientales y secuenciales propuestos con la posible geometría, distribución y extensión de potenciales niveles reservorio. MARCO GEOLÓGICO La concesión Centenario se encuentra en el límite SE de la Cuenca Neuquina, sobre los ejidos municipales de Plottier, Neuquén y Centenario. Actualmente se encuentra subdividida en 3 partes debido a la adjudicación de una concesión de explotación no convencional denominada Centenario Centro (Fig. 1). La Formación Los Molles fue definida originalmente en afloramientos por una sucesión de pelitas oscuras y areniscas intercaladas de interior de cuenca a plataforma (Weaver 1931), depositados desde el Pliensbachiano medio hasta el Aaleniano-Bajociano (Volkheimer 1973; Gulisano et al. 1984). En el bloque Centenario, se define a la Formación Los Molles como una sucesión clástica de pelitas grises y oscuras en la base, que pasan verticalmente a areniscas y conglomerados gruesos de edad Pliensbachiano a Bajociano, en clara relación regresiva. Se apoya en discordancia sobre el Precuyo y está limitada en su parte superior por la discordancia Intrabajociana que la separa de la Fm. Lajas (Fig. 2).

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Figura 1. Mapas de ubicación de la Concesión Centenario en el borde SE de la Cuenca Neuquina.

Figura 2. Columna estratigráfica ilustrativa y sección sísmica SW-NE mostrando la estructura anticlinal y el flanco Norte del bloque Centenario.

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El área Centenario se ubica sobre el sistema morfológico denominado Dorsal de Huincul en la zona sur de la Cuenca Neuquina, que consiste en un tren de estructuras anticlinales orientadas E-O, con cierre sur contra un sistema de fallas con desplazamiento diversos: transpresión y transcurrencia, compresión pura e inversión por compresión oblicua, asociados a un campo de esfuerzos regional NW-SE (Zubiri y Silvestro 2008; Mosquera et al. 2011). La estructura de Centenario corresponde a un anticlinal de orientación WNW-ESE con cierre en tres direcciones, en cuya cresta y flanco norte se lleva a cabo el desarrollo de gas seco proveniente de la Fm. Los Molles. MATERIALES Y MÉTODOS Para la realización del presente estudio, en primer lugar se estudiaron los testigos de corona de 11 pozos (Fig. 3). La descripción sedimentológica de estas coronas se elaboró a escala 1:10 y comprendió un total de 190,19 m registrados en 23 carreras. La distribución estratigráfica de las coronas estudiadas permitió cubrir de forma general los tres miembros de la unidad, aunque la distribución espacial de cada uno no es uniforme, con las coronas del Miembro Basal con una distribución restringida al sector centro-sur del área de estudio. Sobre la base de la información obtenida a partir del análisis de coronas se definieron facies sedimentarias (litofacies) y asociaciones

Figura 3. Mapa simplificado mostrando los sondeos utilizados para la integración a escala de todo el yacimiento. Se discriminan los pozos según el tipo de información analizada. Además, se muestran las trazas de las cuatro transectas de correlación (en líneas verdes) construidas para analizar las variaciones espaciales de la sucesión estudiada.

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de facies con la correspondiente interpretación de los sistemas de acumulación en cada uno de los pozos analizados. Asimismo, se identificaron arreglos estratales y superficies claves. En cada registro se efectuó también una evaluación del desarrollo vertical de cada uno de los sistemas de acumulación identificados, así como un análisis de la relación entre estos sistemas y la configuración de los valores y desarrollo de las curvas en diferentes perfiles de pozo. La segunda etapa del estudio consistió en la extrapolación de la información puntual obtenida del análisis de coronas a todo el intervalo de interés en el área de estudio. Para ello, se puso especial énfasis en el estudio de imágenes microresistivas y su relación con las facies sedimentarias observadas en corona. Debido a la buena correlación entre los diferentes tipos litológicos identificados y la diferente respuesta en los perfiles de imágenes fue posible extrapolar, con buen grado de confianza, las principales asociaciones de facies a los intervalos con imagen. Los mismos sumaron aproximadamente 3.350 m y corresponden a 7 pozos (Fig. 3) de los cuales 4 poseen todo el intervalo de interés registrado, mientras que en los dos restantes se limita a los Miembros Basal e Intermedio. Finalmente, y a partir de la respuesta de estos intervalos en perfiles de pozo (principalmente GR, resistividad, densidad, sónico) se terminó de completar la distribución de asociaciones de facies/ambientes de acumulación al resto del área de estudio. Para ello se utilizó la información de otros 22 pozos seleccionados, cuya información se combinó con la definida en etapas anteriores y a partir de la elaboración de cuatro transectas de correlación (Fig. 3). Todas estas tareas, combinadas, permitieron desarrollar un modelo conceptual y evolutivo de los sistemas de acumulación definidos para la parte superior de la Formación Los Molles aplicable a toda el área del Yacimiento Centenario y zonas aledañas, especialmente hacia el N y NW. ASOCIACIONES DE FACIES, SUBAMBIENTES Y SISTEMAS DE ACUMULACIÓN Sobre la base de la descripción sedimentológica de los testigos de corona de la Formación Los Molles se reconocieron para el intervalo estudiado siete asociaciones de facies (Fig. 4). Las mismas representan fundamentalmente asociaciones litológicas y se asocian con procesos sedimentarios elementales que permitieron comprender los principales mecanismos de transporte y acumulación de sedimentos. Desde el punto de vista genético las mismas no representan en sí mismas condiciones paleoambientales particulares, las que fueron analizadas posteriormente sobre la base de las relaciones verticales y espaciales de estas asociaciones. La definición de asociaciones litológicas en una primera etapa de trabajo no sólo tuvo como objetivo la caracterización de los procesos sedimentarios que dominaron la acumulación de la Formación Los Molles, sino que también sirvió como punto de partida para la comparación de las condiciones petrofísicas y su relación con las principales características texturales de los depósitos (granulometría, selección, presencia de matriz, características de la matriz, etc.).

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Figura 4. Síntesis de las Asociaciones de Facies identificadas para la Formación Los Molles en el área Centenario a partir del análisis de coronas.

Sobre la base de los arreglos verticales en las asociaciones de facies identificadas en las coronas y de las secuencias elementales (granocrecientes-granodecrecientes) fue posible realizar una asignación paleoambiental para los depósitos de la Formación Los Molles en el Yacimiento Centenario que se corresponden fundamentalmente con dos sistemas de acumulación de gran escala. Los mismos están caracterizados por asociaciones litológicas que representan diferentes subambientes dentro de esos sistemas y que están representadas por una o más asociaciones de facies, las que presentan un arreglo vertical característico (Fig. 5). Dentro de este esquema, fue posible definir para el intervalo estudiado, depósitos que corresponden a un sistema marino somero con dominio de olas y tormentas, que a su vez puede ser subdividido en dos subambientes (offshore y shoreface), y un sistema deltaico de grano grueso. Dentro de este último, se pudieron identificar depósitos asociados a subambientes de frente deltaico (con una asociación que representa condiciones proximales y otra más distales) y depósitos de planicie deltaica, caracterizados por depósitos asociados a canales distributarios areno-gravosos y facies finas que representan depósitos de planicies de inundación. La distribución de estos subambientes y sistemas identificados guarda una clara relación estratigráfica dentro del intervalo estudiado, correspondiendo el sistema marino somero a los depósitos del Miembro Basal, mientras que los depósitos deltaicos caracterizan a los Miembros Intermedio y Superior. La diferencia fundamental entre estos dos miembros superiores radica en la proporción de depósitos de frente deltaico respecto de los de planicie deltaica. Es por ello que el análisis detallado de la distribución y evolución secuencial de los sistemas de acumulación se realizará siguiendo este ordenamiento estratigráfico.

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Figura 5. Síntesis de los sistemas de acumulación interpretados en este trabajo a partir de la integración de las asociaciones de facies y diseños verticales característicos. Depósitos interpretados como de offshore y shoreface representarían un sistema marino somero, el cual ocasionalmente tendría aporte de material grueso. Depósitos interpretados como de frente deltaico (distal y proximal) conformarían las porciones subácueas de un sistema deltaico de grano grueso, mientras que depósitos finos y gruesos alternantes representan las porciones subaéreas del mismo (planicie deltaica/fluvial).

MIEMBRO BASAL El Miembro Basal de la Formación Los Molles en el Yacimiento Centenario está caracterizado por una sucesión de entre 100 y 180 m de potencia en la que intercalan depósitos pelíticos y arenosos, con escasos depósitos conglomerádicos hacia la parte superior. Desde el punto de vista estratigráfico, su contacto basal es transicional desde el Miembro Pelítico, y se define a partir de la ocurrencia de las primeras intercalaciones arenosas (Fig. 2). En algunos pozos, el contacto es poco evidente, resultando difícil la definición del pasaje entre ambas unidades informales. Por su parte, el límite superior tiene una clara expresión litológica a lo largo de toda el área de estudio y está marcado por el pasaje desde depósitos arenosos/ conglomerádicos que caracterizan el tope del Miembro Basal, a una sucesión en la que intercalan depósitos fangosos y arenosos finos de hasta 80 m de potencia que domina la base del Miembro Intermedio. Este límite tiene, también, una clara expresión sísmica en toda el área Centenario (y zonas aledañas hacia el N y NW). Asociaciones de Facies y Modelo de Acumulación El Miembro Basal está dominado, en su gran mayoría, por la presencia de fangolitas y areniscas asociadas al desarrollo de un sistema marino abierto y que corresponden a las asociaciones de

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facies AF1 y AF2 (Fig. 6A). Los depósitos finos de la AF1 representan condiciones de acumulación de baja energía, en un medio marino abierto y de salinidad normal, por debajo de los niveles de acción de olas de buen tiempo y de tormentas. Estas condiciones promovieron la modificación por bioturbación de los sedimentos, dando lugar a las facies masivas y con elevado grado de bioturbación que caracterizan a esta asociación, y coherentes con la acumulación en un ambiente de offshore (Fig. 6A).

Figura 6. A) Arreglos granocrecientes formados por la superposición vertical de AF1 y AF2, dominantes en el Miembro Basal, que se interpretan como procesos de somerización desde subambientes de offshore (AF1) hasta shoreface (AF2) de un sistema marino somero. Estos diseños estratales constituyen parasecuencias limitadas por superficies transgresivas (ST), que pueden asociarse además con concentración de material residual grueso. B) Intercalaciones de depósitos de las asociaciones de facies AF2 y AF4+AF5, sugiriendo un aporte local de material grueso al sistema marino somero.

La presencia de intervalos heterolíticos y delgados niveles de areniscas finas a muy finas sugieren la acción de corrientes de mayor energía. Las estructuras ondulosas (wavy) en los heterolíticos, así como las estructuras ondulíticas en las arenas, apuntan a la acción de flujos combinados o de oleaje, que sugieren un contexto de acumulación más proximal dentro de este ambiente marino, potencialmente un ambiente de transición offshore-shoreface, o sea aquella parte del ambiente que se encuentra entre los niveles de base de olas de buen tiempo y de tormentas (Fig. 7A). Por su parte, los intervalos más arenosos que componen el Miembro Basal, están caracterizados por la AF2, en la que predominan arenas finas a medianas, con menor grado de bioturbación y con laminación horizontal, de bajo ángulo y convexa (HCS?) (Fig. 6A). Estos depósitos representan condiciones de mayor energía desarrolladas en zonas más someras del sistema marino y corresponden a la acción directa de olas y tormentas y corrientes derivadas del oleaje. En este

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contexto, representarían condiciones de acumulación por encima del nivel de base de olas de buen tiempo en un ambiente de shoreface (tanto en sus porciones inferiores como superiores) (Fig. 7A). De esta forma, es posible establecer para la acumulación del Miembro Basal, un modelo de acumulación representado por un sistema marino abierto, con dominio de acción de olas de buen tiempo y tormentas (Fig. 7A). Este sistema estaría representado desde sus partes más distales (offshore/transición offshore-shoreface) a sus partes relativamente más someras (shoreface), aunque no se han identificado, en el área de estudio, las porciones subaéreas de este sistema (foreshore/planicie costera). Un aspecto sobresaliente de la estratigrafía del Miembro Basal es la presencia, hacia la parte superior de la unidad y en los sectores más hacia el SE del yacimiento, de depósitos conglomerádicos que intercalan con las facies fangosas y arenosas del sistema marino somero (Fig. 6B).

Figura 7. Modelo de acumulación interpretado para el Miembro Basal de la Formación Los Molles en el Yacimiento Centenario. A) Sistema marino con dominio de olas y tormentas interpretado y posición relativa de las asociaciones de facies AF1 (offshore/ transición offshore-shoreface) y AF2 (shoreface). El material arenoso habría sido aportado a este sistema a partir de corrientes longitudinales, paralelas a la costa. B) Esquema conceptual mostrando la acción directa de procesos fluviales/aluviales que habrían transportado material gravoso al medio ácueo desde fuentes locales y representados por las asociaciones de facies AF4 (aluvial) y AF5 (fluvial) (adaptado de Vennin et al. 2015).

Estos depósitos corresponden a las asociaciones de facies AF4 y AF5 y están caracterizados por conglomerados medianos a gruesos masivos (AF4) y conglomerados finos a medianos con estratificación horizontal y entrecruzada (AF5) (Fig. 6B). Estos depósitos están asociados a corrientes de alta energía y gran capacidad de transporte, y contrastan fuertemente con la acumulación arenosa característica de las porciones más someras del sistema marino del Miembro Basal. Se

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interpreta a estos depósitos como producto de la acumulación subácuea a partir de corrientes densas/hiperconcentradas (AF4) y diluidas, las que derivarían de una fuente de sedimentos relativamente local (Fig. 7B). A diferencia del aporte arenoso al sistema marino somero, el que habría sido aportado esencialmente a partir de corrientes longitudinales, paralelas a la costa y asociadas a la acción del oleaje (Fig. 7A), estos depósitos más gruesos estarían vinculadas a aporte fluvial/aluvial directo al sistema somero, a partir de relieves relativamente marcados en posiciones cercanas a la línea de costa (Fig. 7B). Análisis Secuencial y Arquitectura Estratigráfica El arreglo vertical que muestran los depósitos del Miembro Basal está dominado por el desarrollo de sucesiones verticales de entre 10 y 30 m, que representan la progradación gradual de este sistema marino somero y se evidencian en el registro por el arreglo granocreciente desde depósitos fangosos (offshore), a heterolíticos (transición) y finalmente a sucesiones arenosas (shoreface) (Fig. 6A). Los depósitos de shoreface también muestran internamente arreglos granocrecientes desde facies de areniscas muy finas a finas a depósitos de areniscas medianas más limpias y con estructuras de mayor régimen y que representarían la transición gradual de depósitos de shoreface inferior a depósitos de shoreface superior (Fig. 6A). El pasaje de depósitos de shoreface a depósitos de offshore, por su parte, es relativamente abrupto (Fig. 6A) y representa la inundación del sistema a partir de variaciones de alta frecuencia del nivel relativo del mar o del aporte de sedimentos. De esta forma, analizando la evolución secuencial de los sistemas de acumulación para este Miembro Basal, se puede considerar que el registro de la acumulación de sistemas marinos someros se arregla en secuencias somerizantes limitadas por superficies de inundación relativamente abruptas (Fig. 8), en ocasiones asociadas a la concentración residual de material relativamente más grueso (Fig. 6A). En ese sentido estas secuencias elementales de facies pueden ser consideradas como parasecuencias (Van Wagoner, et al. 1988) y los límites de estas parasecuencias como superficies de inundación (flooding surfaces) o transgresivas. Muchos de estos límites de parasecuencias tienen una expresión en perfiles de pozo bastante clara expresada por el pasaje abrupto a facies finas desde facies arenosas. Superficies con estas características son utilizadas para establecer correlaciones entre pozos. Las parasecuencias muestran, a su vez, arreglos verticales de mayor escala que serían la respuesta a cambios de mayor jerarquía en el balance entre aporte sedimentario y creación de espacio de acomodación en esta parte del sistema. A grandes rasgos, se pudieron definir para el Miembro Basal tres arreglos de mayor escala, compuestos por una superposición, internamente somerizante, de parasecuencias (Fig. 8). Estos arreglos de mayor escala pueden ser considerados como sets de parasecuencias (sensu Van Wagoner, et al. 1988), en este caso internamente progradacionales. Los límites de estos sets de parasecuencias (identificados como superficies B1, B2 y el tope del

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Miembro Basal, Fig. 8), representan cambios de mayor jerarquía en la evolución del sistema y muestran una clara expresión en todo el yacimiento. Si bien su geometría es difícil de precisar hacia el SE debido a la estructuración que posee el área del yacimiento, hacia el NW se identifica que superficies internas dentro del Miembro Basal de igual jerarquía de las identificadas presentan una geometría inclinada (clinoformas), sugiriendo una progradación de gran escala para este intervalo en ese sentido.

Figura 8. Arquitectura estratigráfica resultante del análisis secuencial del Miembro Basal. Se reconocen numerosos arreglos somerizantes que pueden ser definidos como parasecuencias. A su vez, éstas pueden agruparse en 3 conjuntos de parasecuencias (PSS), limitados por las superficies de correlación B1 y B2, las que tienen expresión a escala de todo el yacimiento. Por su parte todo el Miembro Basal muestra un arreglo general somerizante con la intercalación de facies gruesas (areno-conglomerádicas) hacia el tope.

MIEMBROS INTERMEDIO Y SUPERIOR El intervalo compuesto por los Miembros Intermedio y Superior de la Formación Los Molles en el Yacimiento Centenario está integrado por una potente sucesión (más de 500 m) dominada por depósitos conglomerádicos, con menor proporción de facies arenosas e intervalos finos (fangolitas-arenas finas) hacia la parte cuspidal (Fig. 2). El límite inferior de este intervalo está definido por una superficie de inundación bien marcada en todo el yacimiento, mientras que el límite superior registra el pasaje a los depósitos del Grupo Cuyo Superior (Formación Lajas), a través de una superficie con clara expresión sísmica (Fig. 2, marker sísmico rojo).

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Figura 9. Asociaciones de facies y arreglos verticales característicos de los Miembros Intermedio y Superior. A) Arreglos granocrecientes formado por la superposición vertical de AF3, AF5 y AF6 que caracterizan la acumulación en las porciones proximales de un ambiente de Frente Deltaico. B) Arreglos granodecrecientes formados por la superposición vertical de las asociaciones de facies AF5 y AF6. Estos cuerpos se interpretan como canales subaéreos surcando planicies deltaicas hasta fluviales. Los depósitos de canal se apoyan con bases netas y erosivas por arriba de facies finas de la asociación AF7 compuestas por limolitas moteadas con intercalaciones de arenas muy finas que se interpretan como depósitos de planicie de inundación.

Asociaciones de Facies y Modelo de Acumulación Desde el punto de vista de las asociaciones de facies presentes en la porción superior de la Formación Los Molles en el Yacimiento Centenario, aparece un complejo mosaico que incluyen las asociaciones litológicas AF3 a AF7 (Fig. 9). Las asociaciones presentes y sus relaciones tanto espaciales como verticales indican el desarrollo de un complejo sistema de transición entre un aporte relativamente grueso desde el continente y su acumulación en ambientes marinos altamente influenciados por este aporte fluvial. Este sistema de interacción puede ser dividido a su vez en dos subambientes que representan por un lado la parte subácuea del sistema y por otro el sistema fluvial/aluvial alimentador. Dentro del primero, se observa la presencia dominante de depósitos conglomerádicos finos a medianos, organizados y con variedad de estructuras mecánicas (AF5), los que se vinculan verticalmente a depósitos arenosos medianos a gruesos, también con profusión de estructuras mecánicas y muy baja bioturbación (AF6). En ocasiones estas asociaciones de facies muestran claros arreglos granocrecientes (AF6 a AF5) en sucesiones de varios metros de potencia (Fig. 9A), aunque los conglomerados también pueden aparecer de forma relativamente abrupta sobre depósitos más finos/distales. Las secuencias granocrecientes son a veces coronadas por depósitos nuevamente arenosos de la AF6, generando complejas secuencias granocrecientes-decrecientes (AF6-AF5-AF6). Un elemento común en todos estos depósitos es la abundancia de estructuras de deformación sinsedimentaria. También aparecen en todo

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este intervalo restos vegetales, algunos de tamaño significativo. Se interpreta a estas secuencias como el producto de la progradación y posterior abandono de lóbulos deltaicos de grano grueso acumulados en un ambiente transicional, que correspondería a un ambiente de frente deltaico proximal (Fig. 10). Asociado a estas secuencias gruesas aparecen también sucesiones granocrecientes de grano más fino caracterizadas por la presencia de intervalos heterolíticos con moderada bioturbación y deformación sinsedimentaria (AF3) (Fig. 9A), las que pueden pasar verticalmente a areniscas medianas a gruesas, muy deformadas de la AF6. Estas sucesiones más finas se interpretan como la expresión distal/lateral de los lóbulos deltaicos y en conjunto constituirían el frente deltaico distal (Fig. 10). Por su parte, la porción subaérea de este sistema deltaico de grano grueso estaría representada por la planicie deltaica/fluvial, en la que sobresales dos asociaciones litológicas bien definidas y que implican los contrastes litológicos más marcados de toda la unidad. Por un lado aparecen depósitos conglomerádicos finos a gruesos, moderadamente bien seleccionados, dominados por estratificación horizontal y entrecruzada de alto ángulo (AF5) que se asocian con depósitos arenosos gruesos, entrecruzados o con estratificación horizontal (AF6) (Fig. 9B). Si bien estas sucesiones de facies están caracterizadas por las mismas asociaciones litológicas que dominaban en los depósitos de frente deltaico proximal (AF5-AF6), en este caso las mismas se desarrollan sistemáticamente como sucesiones granodecrecientes de 1 a 2 m de potencia, limitadas en la base por superficies netas, erosivas, con abundantes intraclastos pelíticos (Fig. 9B). Estos depósitos se interpretan como producto de la acumulación en canales fluviales, dominados por corrientes diluidas de alta energía (Fig. 10). El arreglo vertical complejo de sucesiones granodecrecientes de 1-2 m para generar sucesiones de 4-5 m de espesor, sugiere el desarrollo de rellenos complejos de estos canales, potencialmente con el desarrollo de barras internas/laterales gravo-arenosas, aunque la amalgamación vertical de diferentes cuerpos de relleno de canal también puede llevar al desarrollo de sucesiones de grano grueso excepcionalmente potentes.

Figura 10. Modelo de acumulación simplificado para los Miembros Intermedio y Superior de la Formación Los Molles en el Yacimiento Centenario. La acumulación se relaciona con el desarrollo de sistemas deltaicos de grano grueso, conformados por porciones subácueas de frentes deltaicos y alimentados por sistemas fluviales de alta energía y planicies de inundación fluviales (modificado de Nichols 2009).

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Por su parte, los depósitos de canal se asocian verticalmente con depósitos de granulometría fina, dominados por limolitas y fangolitas rojizas a verdosas de la AF7. Estos depósitos muestran recurrentes evidencias de exposición subaérea como la presencia de marcas de raíces y moteados/ estructura en bloques asociada al desarrollo de procesos pedogenéticos (Fig. 9B). A los depósitos finos se asocian areniscas finas a muy finas con óndulas que representan la acción de flujos unidireccionales efímeros, asociados a eventos de crecidas. El conjunto de estos depósitos representa condiciones de acumulación episódicas, vinculadas con el desbordamiento de los canales fluviales en un contexto de exposición subaérea. En ese sentido representarían ambientes de planicie de inundación (Fig. 10). En conjunto, los depósitos de canal y los de planicie de inundación representan el desarrollo de un sistema fluvial de carga mixta, areno-gravoso, dominado por canales complejos (de diseño posiblemente entrelazado) y depósitos de desbordamiento asociados. La estrecha vinculación entre los depósitos de este sistema fluvial y los depósitos de frente deltaico, así como su granulometría, sugiere que éste habría constituido el sistema alimentador del delta, por lo que podrían representar la planicie deltaica de ese sistema. De esta forma, es posible establecer para la acumulación de los miembros Intermedio y Superior un sistema deltaico conformado por uno o más frentes deltaicos de grano grueso alimentados por una planicie deltaica con varios puntos simultáneos de aporte de material (braid deltas en figura 1 de McPherson et al., 1987; Fig. 10). Arreglos Verticales y Estratigrafía Secuencial El conjunto de depósitos que constituyen los Miembros Intermedio y Superior de la Formación Los Molles en el Yacimiento Centenario muestran arreglos de asociaciones de facies característicos a diferentes escalas que permiten hacer inferencias acerca de la evolución de estos sistemas en relación tanto con cambios propios del sistema o autogénicos y cambios externos al sistema o alogénicos. A menor escala, se observa el desarrollo de sucesiones verticales granocrecientes de entre 2 y 10/15 m de potencia que muestran el pasaje vertical desde depósitos del frente deltaico distal a depósitos del frente deltaico proximal. Estos arreglos representarían la progradación normal de lóbulos individuales dentro de este sistema de frente deltaico. Estas sucesiones granocrecientes, se transforman en granodecrecientes hacia el tope sugiriendo el abandono gradual de estos lóbulos, posiblemente asociados a la bifurcación y posterior avulsión del canal principal es su zona de desembocadura. Estas secuencias elementales de menor jerarquía muestran una clara expresión en perfiles de pozo, asociados a un incremento gradual de la granulometría desde las porciones más distales a las zonas proximales de los lóbulos. Sin embargo, al igual que para los ciclos de menor jerarquía del Miembro Basal (con quienes podrían compartir la escala), su desarrollo está fuertemente controlado por condiciones de espacio y aporte sedimentario local, por lo que es

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difícil considerarlos como elementos de correlación a escala del yacimiento. A mayor escala, se observa para esta sección superior de la Formación Los Molles el arreglo de secuencias de mayor jerarquía que muestran el pasaje gradual de facies predominantes de frente deltaico distal, a depósitos de frente deltaico más proximal y eventualmente a depósitos de planicie deltaica (Fig. 11). Estas secuencias muestran la progradación gradual de todo el sistema (no sólo los lóbulos individuales), posiblemente como repuesta a un aporte sedimentario por parte de los sistemas fluviales que excede el espacio de acomodación disponible en el ambiente transicional. Este comportamiento es el que sugiere a gran escala que los depósitos identificados constituyen un sistema deltaico de grano grueso, como repuesta esencial a ese exceso de aporte en el ambiente marino somero y a la incapacidad de los procesos marinos de retrabajar el material grueso aportado por los ríos. Estas secuencias de gran escala están limitadas por superficies relativamente netas y en las que se registra un pasaje abrupto de depósitos subaéreos de planicie deltaica a depósitos finos de frente deltaico más distal (Fig. 11). Estas superficies se generarían como respuesta a episodios de inundación general del sistema a gran escala. El ascenso relativo del nivel del mar que registran estas superficies es independiente de la evolución intrínseca del sistema y podría estar asociado a

Figura 11. Arquitectura estratigráfica resultante del análisis secuencial de los Miembros Intermedio y Superior de la Formación Los Molles en el Yacimiento Centenario. Se reconocen tres ciclos somerizantes de mediana escala con aumento progresivo de espesor. A su vez, éstos pueden agruparse en un arreglo general somerizante de unos 500 m de espesor.

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un incremento de la acomodación por cambios en la tasa de subsidencia mecánica. La vinculación de estas superficies con cambios externos al sistema, confirmaría la posibilidad de utilizar estas superficies como elementos de correlación a escala de todo el yacimiento (Fig. 11). En este sentido, la superficie que separa el Miembro Intermedio del superior, constituiría una de estas superficies de inundación a escala del yacimiento. De esta forma es posible identificar para el conjunto de los miembros Intermedio y Superior, tres secuencias de progradación deltaica de mayor escala (Fig. 11). Una estaría definida por el Miembro Intermedio Bajo, otra por la parte superior del Miembro Intermedio y la otra por el conjunto Miembro Superior Bajo-Miembro Superior, la que se encuentra truncada por los depósitos del Grupo Cuyo Superior en el área de estudio. Cuando se observa el arreglo de estas tres secuencias se ve claramente cómo las mismas se van haciendo más potentes hacia la parte superior y muestran mayor proporción de depósitos de planicie deltaica (hasta un 40% en la superior). Esto sugiere una progradación general de todo el sistema de una jerarquía mayor (Fig. 11), arreglo que también es insinuado en la arquitectura estratigráfica de gran escala de estas secuencias en el análisis sísmico del intervalo compuesto por los Miembros Intermedio y Superior. EVOLUCIÓN PALEOAMBIENTAL Y SECUENCIAL Sobre la base del análisis de los testigos corona disponibles y de la extrapolación a información de imágenes y perfiles de pozo, fue posible reconstruir los sistemas de acumulación que caracterizan a la parte superior de la Formación Los Molles en el Yacimiento Centenario, a la vez que se definió su variabilidad espacial y su evolución en el marco de un esquema secuencial integrado. Estas observaciones, fueron fundamentales a la hora de establecer la geometría, distribución y características texturales de los potenciales reservorios clásticos de esta unidad, permitiendo definir, de forma más ajustada, el contexto general de acumulación en el marco de evolución temprana de la Cuenca Neuquina en áreas asociadas a la Dorsal de Huincul. El intervalo de interés comienza en el área de estudio con la aparición de los primeros niveles heterolíticos y arenosos finos del Miembro Basal. Esta aparición es relativamente transicional desde los depósitos finos del Miembro Pelítico y representa el primer registro en la secuencia de procesos marinos relativamente someros representados inicialmente por facies relativamente profundas asociadas a la acción de tormentas (offshore-transición offshore/ shoreface), y eventualmente por depósitos arenosos que representan condiciones aún más someras, dominadas por la acción del oleaje de buen tiempo y sus corrientes asociadas (shoreface). Los depósitos del Miembro Basal representan la instalación gradual de un sistema marino somero abierto, con dominio de olas y tormentas, en el cual el material arenoso era provisto por corrientes longitudinales. Desde el punto de vista de la variabilidad espacial, se observa una tendencia a la profundización del sistema en sentido SE-NW y S-N que se evidencia en una mayor proporción de depósitos de offshore

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en esa dirección y en la desaparición de las sucesiones gruesas presentes hacia el centro-sur del yacimiento. Por otro lado, también se ha observado que la geometría de gran escala del Miembro Basal muestra el desarrollo de clinoformas depositacionales hacia el NW. Un aspecto clave a la hora de entender la evolución de la Formación Los Molles en el área de estudio es la aparición, hacia el tope del Miembro Basal, de facies conglomerádicas que representan un cambio sustancial en el aporte de material a los sistemas marinos y transicionales. La intercalación de depósitos aluviales asociados a flujos densos e hiperconcentrados con baja eficiencia de transporte sugiere un aporte directo al sistema marino desde fuentes relativamente cercanas, material que se combinaba con el aporte longitudinal de sedimentos significativamente más finos a partir de procesos de deriva litoral asociados a la acción del oleaje. La presencia de este material grueso aportado localmente indica la generación de relieves desde donde derivaron sistemas poco evolucionados y desarrollados en posiciones cercanas a la costa. La tectónica activa para el momento de acumulación de estos sistemas en el área de la Dorsal de Huincul, unos pocos kilómetros al sur habría sido responsable de una reconfiguración de los sistemas que de alguna forma preanuncia el contexto de acumulación que caracterizará la parte superior de la Formación Los Molles en el Yacimiento Centenario. El pasaje del Miembro Basal al Intermedio se corresponde con una superficie de expresión regional que se corresponde con una superficie de inundación, y con el pasaje a facies distales que contrastan con los depósitos gruesos de la porción superior del Miembro Basal. Sin embargo, el cambio observado en la base del Miembro Intermedio es aún más significativo que una simple inundación del sistema, ya que por encima de esa superficie la acción de olas y tormentas es casi insignificante y la acumulación está directamente asociada con el desarrollo de un sistema deltaico de grano grueso. A diferencia del aporte grueso registrado en el Miembro Basal, las facies que caracterizan el sistema de los Miembros Intermedio y Superior están dominadas por conglomerados mejor seleccionados, asociados al desarrollo de un sistema fluvial entrelazado alimentador. En ese sentido, se puede considerar que si bien existía un relieve lo suficientemente importante como para aportar material grueso directamente a los sistemas transicionales, el mismo habría sido transferido a través de un sistema fluvial integrado, permitiendo el desarrollo de una planicie fluvial que habría alimentado posiblemente múltiples sistemas deltaicos de grano grueso (Fig. 12). La evolución de estos sistemas deltaicos de grano grueso habría estado puntuada por momento de progradación de los sistemas, en los que el aporte sedimentario claramente superaba la tasa de creación de espacio de acomodación. El resultado de estos momentos de progradación lo constituyen las secuencias somerizantes que caracterizan a los Miembros Intermedio y Superior, y que registran el pasaje de depósitos de frente deltaico distal a frente deltaico proximal, y de éstos a intervalos de planicie deltaica/fluvial. Un aspecto importante a tener en cuenta es que hacia el tope estas secuencias de progradación se vuelven granodecrecientes, puesto que los depósitos de

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planicie deltaica/fluvial poseen una gran participación de sedimentitas de grano fino con evidencias de exposición subaérea (asociación de planicie de inundación), que contrastan con los intervalos conglomerádicos potentes de frente deltaico proximal. Por lo tanto, el modelo de acumulación resulta fundamental para comprender la naturaleza de estas secuencias de gran escala. Por otra parte, estas secuencias de gran escala están compuestas internamente por secuencias de menor jerarquía que representarían la evolución de alta frecuencia de lóbulos deltaicos individuales. Sin embargo, el hecho de que el sistema está compuesto por múltiples puntos de aporte sedimentario combinado con el movimiento lateral intrínseco de los lóbulos deltaicos individuales habría resultado en una acumulación sedimentaria con una arquitectura de gran escala tabular (Fig. 12).

Figura 12. Modelo de acumulación general tipo Braid Deltas interpretado para los Miembros Intermedio y Superior de la Formación Los Molles. El modelo comprende sistemas fluviales gravo-arenosos con varios puntos de entrada al medio marino, formando planicies deltaicas que pasan hacia ambientes de frentes deltaicos de grano grueso (tomado de McPherson et al. 1987). La progradación de todo el sistema habría resultado en la acumulación de cuerpos tabulares conglomerádicos de frente deltaico cubiertos por sucesiones de planicies deltaicas/fluviales conformadas por intercalaciones de finos de planicies y gruesos de rellenos de canales alimentadores/fluviales.

APLICACIÓN DEL MODELO DEPOSITACIONAL A LA CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS DEL MIEMBRO INTERMEDIO Los resultados del análisis de detalle de los testigos corona e imágenes de pozo descripto en los párrafos anteriores, permitieron replantear la correlación de los niveles reservorio del Mb. Intermedio. En una primera aproximación, dicha correlación priorizó la delimitación de cuerpos areno-gravosos en su base y techo. Sin embargo, el arreglo interno de las distintas secuencias de mayor resolución sugiere que podrían utilizarse los pasajes netos de granulometrías gruesas a finas,

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separando los depósitos en arreglos granocrecientes superpuestos de unos 15 a 25 m de espesor (Fig. 13).

Figura 13. Correlación de detalle de los niveles reservorio del Mb. Intermedio de la Fm. Los Molles en el yacimiento Centenario. Las superficies de correlación separan arreglos granocrecientes de entre 10 y 40 m de espesor, a partir de los cambios netos de litologías gruesas a finas.

En función de esta nueva correlación de detalle, se realizaron mapas de espesor de reservorios areno-gravosos utilizando un cut-off de Volumen de Arcilla (VCL) de 40% para todos los pozos del área. A modo de ejemplo, para el Mb. Intermedio 4 (Fig. 14), el mapa de espesor de arenas y conglomerados muestra geoformas canalizadas en la zona sur y geoformas en forma de abanico hacia el norte (Fig. 14B). Los canales se interpretan como parte de la planicie deltaica que alimenta los lóbulos de frente deltaico proximal a distal hacia el norte. Las fajas canalizadas presentan un ancho aproximado de 500 m y un largo de entre 3 y 6 km. Utilizando este nivel reservorio como guía, se interpretó en la sísmica 3D un reflector de amplitud positiva al que se le extrajo un geocuerpo basado en su valor de umbral de opacidad con una semilla del 95% de confiabilidad, cuya geometría coincide con la delimitada por el atributo RMS calculado sobre dicho intervalo. Como resultado, se ilumina un geocuerpo que coincide con la interpretación de lóbulos de frente deltaico obtenidos de los mapas de reservorio por correlación de pozos (Fig. 14B).

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Otro ejemplo es el mapa de espesor de reservorio areno-gravoso del Miembro Intermedio 6 (Fig. 15). En dicho mapa es notable la acumulación de arenas y conglomerados hacia el norte del área, en concordancia con el arreglo interno progradante de dicha secuencia. Hacia el sur, se

Figura 14. Mapa de espesor de reservorios areno-gravosos del Mb. Intermedio 4, realizado con un cut-off de VCL de 40% para todos los pozos (puntos negros) del área. A) mapa sin interpretar; B) mapa interpretado y geocuerpo superpuesto de amplitud RMS de la sísmica 3D.

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interpreta nuevamente la presencia de geoformas canalizadas algo más anchas (800-1200 m) y 3,5 a 5 km de largo. Los depósitos al norte se interpretan como lóbulos de frente deltaico que coalescen lateralmente dando espesores importantes continuos en dirección este-oeste (Fig. 15B).

Figura 15. Mapa de espesor de reservorios areno-gravosos del Mb. Intermedio 6. Realizado con un cut-off de VCL de 40 % para todos los pozos (puntos negros) del área. A) mapa sin interpretar; B) mapa interpretado y ejemplos de facies y direcciones de dispersión de sedimentos (con remoción del buzamiento estructural) interpretadas en imágenes de pozo.

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Si se observan los perfiles de interpretación litológica a partir de imágenes de pozo para este intervalo (pozos A, B y C en Fig. 15B), se observan secuencias granocrecientes de alta resolución de unos 5 a 15 m de espesor, que en algunos casos culminan en depósitos granodecrecientes asignados a la colmatación de los depósitos de frente deltaico proximal y la posterior instauración de la planicie deltaica (pozo B en Fig. 15B). Las direcciones de dispersión de sedimentos tienen una orientación hacia el N-NE, coincidentes con la dirección principal de migración de los lóbulos de frente deltaico interpretados (Fig. 15B; direcciones de dispersión de sedimentos con remoción del buzamiento estructural). IMPLICANCIAS REGIONALES Es interesante comparar los depósitos de la Formación Los Molles en el área de estudio y la evolución temprana de la Cuenca Neuquina. Esta formación en el área Centenario muestra un claro arreglo progradante, desde facies de cuenca distal (Miembro Pelítico) a depósitos más someros (Miembro Basal), que luego pasan a depósitos de un sistema deltaico de grano grueso (Miembros Intermedio y Superior). También se observa que la proporción de depósitos subaéreos de planicie deltaica/fluvial, se incrementa en las secuencias superiores. Cuando se considera el espesor de las secuencias desarrolladas en los Miembros Intermedio y Superior, se observa que los mismos se incrementan hacia el tope, sugiriendo un aumento en la tasa de creación de acomodación en ese sentido. A partir de la edad posible de las secuencias definidas por su contenido palinológico y micropaleontológico (Pliensbachiano-Bajociano), este comportamiento es coherente con los que se observa en otros sectores de la cuenca, en los que la parte inferior y media del Grupo Cuyo está dominada por un contexto transgresivo en el que la creación de acomodación es el elemento dominante en la definición de una arquitectura estratigráfica de gran escala, tanto en afloramientos del sur de Mendoza (Veiga et al., 2013), como en subsuelo en la plataforma de Catriel (Bloque Agua Salada, Mosquera et al. 2008). Sin embargo, a diferencia del arreglo general retrogradante que se observa en estos sectores de la cuenca, el área de estudio se encuentra más relacionada con el comportamiento de los sistemas de Grupo Cuyo en el sector sur de la cuenca, donde independientemente de las condiciones de acomodación, los mismos han evolucionado influenciados por un aporte clásticos significativo que resulta en una progradación de largo término, con el pasaje de facies profundas (Formación Los Molles), a facies transicionales (Formación Lajas) y eventualmente a depósitos continentales (Formación Challacó), aunque estos últimos de edad algo más joven (Arregui et al., 2011). CONCLUSIONES La interpretación paleoambiental de la Formación Los Molles en el yacimiento Centenario estuvo históricamente ligada a depósitos de índole continental, fluvio-aluvionales, dada la

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característica de presentar espesas acumulaciones de facies gruesas areno-gravosas. Sin embargo, dicho modelo no permitía explicar distintos eventos puntuales pero concisos que se encontraban dentro de la información de testigos-corona, como por ejemplo la presencia de niveles pelíticos oscuros con nanofósiles marinos en posiciones estratigráficamente altas (Miembro Superior), entre otras. El análisis integral de los testigos-corona junto con la información de imágenes de pozo permitieron generar un nuevo modelo paleoambiental para la Fm. Los Molles asociada a la morfoestructura de la Dorsal de Huincul. Este modelo postula un claro arreglo progradante, desde facies de cuenca marina distal (Miembro Pelítico) a depósitos marino someros, en condiciones abiertas de un sistema de offshore-shoreface (Miembro Basal) a transicional con aporte activo de sedimentos mediante un sistema deltaico de grano grueso tipo braid deltas (Miembros Intermedio y Superior). Este contexto implica una progresiva progradación de gran escala (y de baja frecuencia) de los sistemas, mostrando un aporte sedimentario que, en el balance general, superaba a la acomodación que se generaba tanto por actividad tectónica directa como por un ascenso del nivel del mar. En base a este nuevo modelo, se puede llevar la interpretación a niveles estratigráficos de mayor resolución, utilizando como ejemplo los reservorios del Miembro Intermedio. Cuando dicho intervalo se separa en secuencias granocrecientes de entre 15 y 25 m de espesor, se observa el sistema depositacional interpretado, con depósitos canalizados de planicie deltaica hacia el sur, que alimentan lóbulos de frente deltaico hacia el norte. REFERENCIAS CITADAS Arregui, C.; O. Carbone y R. Martínez, 2011. El Grupo

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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ESTRATEGIA DE DESARROLLO DE LA ZONA NORTE DEL YACIMIENTO RINCÓN DEL MANGRULLO CON POZOS HORIZONTALES INFILL Gonzalo Richly1, Mateo Palacios1, Agustina Santángelo1, Rodrigo Claá1, Mariela Silka1, Enrique Oviedo1 1: YPF S.A., [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected]

Palabras clave: Tight Gas, RTA, transiente, Rincón del Mangrullo, Horizontal, Infill

ABSTRACT Development strategy drilling horizontal infill wells in northern Rincón del Mangrullo field Rincón del Mangrullo (RDM) field had a sporadic exploratory history since 1977 and a small development of 7 wells in 2005, thus proving its gas potential. It was not until the end of 2013 that an intensive development was carried out drilling 109 vertical wells until June 2016. Towards the end of 2016 horizontal wells began being drilled as a part of a pilot study. North of the block petrophysical properties are of poorer quality than the rest of the area showing defined Tight Gas ranges. On this sector, vertical drilled wells showed worse performance than expected with low recovery factors. These results were the starting point for analyzing infill wells drilling. However, because of the low economic expectations of vertical wells, the alternative was planned with horizontal infill wells. The multidisciplinary approach to the analysis here presented answers many questions independently, but together allows to define the development strategy to continue exploiting the field. By the means of petrophysical properties, recovery factor (current vertical wells vs current vertical wells + future horizontal wells), drainage radii and simulated remnant pressures maps, it is shown that there is no expectation of significant interference between wells when producing future horizontal wells. In addition, based on RTA (Rate Transient Analysis) of existing vertical wells and microseismic estimated limits, production forecasts are generated for the horizontal wells. Finally, it is proven that horizontal wells have the best economical results when compared with the vertical wells of the same zone. As a result of this analysis, the infill project continues with horizontal wells drilling in the RDM field.

SÍNTESIS DEL ÁREA El Área Rincón del Mangrullo, operado por YPF con participación al 50% de Pampa Energía, se encuentra ubicado en el Centro Oeste de la Cuenca Neuquina, en la Provincia de Neuquén. Tiene una superficie de 182 km2. Las poblaciones más cercanas son Añelo, situada a unos 50 km al Este y Plaza Huincul a unos 75 km al Sur. A unos 125 km de distancia se emplaza la ciudad de Neuquén, capital de la provincia homónima. El Río Neuquén es parte del límite Oeste del Bloque de Concesión, para luego dirigirse hacia el este dividiendo en

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dos el área del Rincón del Mangrullo. El Bloque limita al Oeste con el área El Mangrullo (Petrobras), al Norte con Aguada Pichana (Total), al Este con Fortín de Piedra (Tecpetrol) y al Sur con Las Tacanas (YPF).

Figura 1. Mapa de ubicación.

En 1977 se perforó el pozo YPF.Nq.M.x-7 (Mangrullo), el primero del bloque. En 1994 el pozo RDM.x-1 permitió comprobar la presencia de gas en la Fm. Barda Negra, como así también manifestaciones de hidrocarburos durante la perforación (DST) en la Fm. Mulichinco. En el año 1996 fue perforado y terminado el pozo de extensión RDM.e-2, el cual resultó productivo de la Fm. Mulichinco, siendo el descubridor de este reservorio en el bloque. Esta campaña exploratoria continuó con un incipiente desarrollo hasta el 2006 alcanzando la perforación de 10 pozos a lo largo del área. Previamente al año 2013, cuando comienza el desarrollo del área, se habían perforado un total de 10 pozos, entre exploratorios y de avanzada. Del total de pozos perforados, 7 tuvieron como objetivo a la Fm. Mulichinco. En el año 2013 comienza el desarrollo del área, perforándose ese año un total de 11 pozos. En la Figura 2 se puede observar la evolución de la perforación. Hasta junio de 2016 el yacimiento se desarrolló únicamente con pozos verticales a un distanciamiento de 1000 m en función de los primeros modelos de pozo tipo verticales (Richly et al. 2016). A partir de esta fecha comenzó la perforación de pozos horizontales, completando un total de 5 pozos horizontales.

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Figura 2. Evolución de la perforación.

CARACTERÍSTICAS DE LA FM. MULICHINCO EN RDM En el área Rincón del Mangrullo la Fm. Mulichinco se encuentra emplazada en un homoclinal buzante hacia el Este, que forma parte de una estructura mayor cuyo ápice se ubica en el bloque vecino El Mangrullo. El reservorio no presenta marcada estructuración, solo se observan a partir de sísmica suaves cambios de pendiente en los reflectores, correspondientes a fallas profundas, pero no tienen mayor impacto a nivel del reservorio. El sistema petrolero para el yacimiento RDM lo constituye la Fm. Vaca Muerta como roca madre, las areniscas de la Fm. Mulichinco (Medio e Inferior) como reservorio y las calizas y areniscas calcáreas del Mulichinco Superior como sello. La trampa es de tipo combinada estructuralestratigráfica, debido a que hacia el Oeste se encuentra el cierre estructural en El Mangrullo y por las variaciones petrofísicas laterales observadas en el reservorio. Los reservorios de la Fm. Mulichinco son considerados Tight Gas Sands, debido a la baja permeabilidad de la roca, que responde principalmente a los procesos diagenéticos que afectaron los depósitos y en parte a las condiciones propias de depositación. Debido a esto es necesario realizar fracturas hidráulicas para su producción. Modelo estratigráfico y sedimentológico La Formación Mulichinco está ampliamente descripta en subsuelo, y ha sido tradicionalmente subdividida en tres miembros: Inferior, Medio y Superior (Vottero y González, 2002; Godino et

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al., 2008; Zardo, et al., 2008). En el Bloque Rincón del Mangrullo, se reconocen los tres miembros de la Fm. Mulichinco (Figura 3). El Miembro Inferior está constituido principalmente por areniscas finas a medias correspondientes a depósitos eólicos, conformados por una sección basal en la que predominan dunas, y por encima estratigráficamente un ambiente eólico dominado por mantos, ocasionalmente con interacción fluvial. Se observa gran variación areal en las propiedades petrofísicas producto de intensa diagénesis. El Miembro Medio está representado por areniscas finas a medias correspondientes a depósitos de sistemas fluviales proximales a distales que culminan con depósitos estuarinos en el Miembro Superior.

Figura 3. Columna Estratigráfica Tipo y perfil tipo.

PROPIEDADES ZONA NORTE El Área Rincón del Mangrullo cuenta con un modelo estático que permite representar las variaciones laterales y areales del Miembro Medio e Inferior de la Fm. Mulichinco. El mismo fue construido con toda la información disponible en el yacimiento, como registros de pozos, petrofísica, datos de coronas, interpretación sísmica y antecedentes geológicos. En el Bloque Norte del yacimiento (resaltado con un rectángulo negro en la Fig 4), objeto de este trabajo, se analizaron las propiedades petrofísicas promedio de la Fm. Mulichinco,

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incluyendo en el cálculo los miembros Medio e Inferior. Si se observan los mapas de impedancia acústica para cada Miembro de Mulichinco es posible interpretar que el bloque norte está caracterizado por presentar altos valores de este atributo, los cuales se correlacionan directamente con bajos valores de porosidad. Esta observación es más evidente en Mulichinco Medio, ya que Mulichinco Inferior tiene malas propiedades en la mayor parte del área, debido a la dinámica de depositación. El modelo estático fue construido utilizando estos mapas como variable secundaria para el poblado de la porosidad, y la porosidad para el poblado de la permeabilidad. Los mapas promedio de porosidad muestran que el bloque norte presenta bajos valores para ambos Miembros. Debido a que los intervalos de Mulichinco Medio e Inferior tienen propiedades similares en el Bloque Norte, y que los pozos horizontales navegan por las facies eólicas del Miembro Inferior con el objetivo de contactar y drenar ambos Miembros mediante la estimulación, se presenta el mapa promedio de permeabilidad para los mismos.

Figura 4. Mapas de impedancia acústica y de porosidad promedio de los miembros Medio (arriba) e Inferior (debajo). (Colores cálidos indican valores altos, colores fríos valores bajos).

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Figura 5. Mapas de permeabilidad promedio del modelo estático de ambos acústica miembros de Mulichinco (Medio e Inferior) (Colores cálidos indican valores altos, colores fríos valores bajos)

A partir del análisis de transiente de presión, (RTA, por sus siglas en inglés) realizado durante el año 2016/2017 para todos los pozos del campo, se verifica también que la zona norte es la que presenta menor permeabilidad del yacimiento. Un mapa de permeabilidad promedio de RTA se muestra en la siguiente Figura.

Figura 5. Mapa de permeabilidad calculado por análisis RTA mediante valores medios para todo el espesor reservorio de Mulichinco (Mbo Medio e Inferior) y pozos perforados.

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DETERMINACIÓN DE FACTOR DE RECOBRO El primer ejercicio que se planteó fue calcular los factores de recobro por pozo estimados para toda el área RDM según los cálculos volumétricos que se obtienen del modelo estático y dinámico actualizado durante 2017 y los valores de EUR (recobro final estimado) estimadas a partir de un análisis de declinación actualizado en el 2017. Factor de recobro por pozo El gas original in situ (GOIS) por pozo se calculó con la inicialización de un modelo de simulación numérica, utilizando como área para cada pozo la determinada mediante el análisis de RTA. Por otro lado, los valores de EUR utilizados provienen de diferentes metodologías: Método 1: Parámetros de declino obtenidos del pozo tipo, Método 2: Declino hiperbólico (b=0.6 y cambio a exponencial 10%) y Método 3: Pronóstico que combina análisis RTA con declinación.

Figura 6. Factores de recobro por distintas metodologías de pronóstico. Ampliación de la zona norte Infill.

A partir de estos datos se calcularon los factores de recobro y se generó un mapa de burbuja. En la Figura 6 se pueden observar la comparación de los factores de recobro de las diferentes metodologías, resaltando que, en la zona norte, donde se realizarán pozos infill posee factores de recobro muy bajos independiente de la metodología de pronóstico. En la Figura se pueden observar los rangos de valores de factor de recobro del Método 2 (considerado conservador) además de un histograma (Fig. 8) donde más del 90% de los pozos tienen factor de recobro menor al 20%.

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Figura 7. Factores de recobro para el caso de declino hiperbólico.

Figura 8. Histograma de factores de recobro de zona norte Infill (caso hiperbólico).

Factor de recobro zona norte infill Al calcular los factores por pozo, se considera para cada pozo que todo el GOIS de la “caja” está disponible, siendo la misma por los distanciamientos de 1 km2. En el caso específico del desarrollo infill, es recomendable realizar un análisis macro, tomando en cuenta la zona como un todo. El GOIS se calculó con la inicialización dinámica realizada por simulación numérica. Los pronósticos de producción se calcularon para los pozos verticales con la Metodología 2. Luego se adicionaron los pozos horizontales comenzando todos en enero de 2017. En la Tabla 1 se presenta un resumen de los factores de recobro calculados para todos los pozos verticales y con la actividad infill definida futura.

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Tabla 1. Factores de recobro para la zona norte infill

RADIOS DE DRENAJE La determinación de radios de drenajes a alcanzar por los pozos productores permite identificar las zonas que quedarían con volúmenes no drenados y así prever si se producirán interferencias al perforar pozos infill. Para esto se realizaron varios ejercicios. El primero paso fue identificar si durante la estimulación de los pozos horizontales existió interferencia con los pozos verticales que lo rodean. Estimación de los Radios de drenaje de pozos verticales A fin de 2016 como parte del entendimiento de reservorios, se realizaron análisis RTA para todos los pozos verticales de RDM. Por la corta historia de producción (de 1 a 2 años) y la baja permeabilidad que caracteriza al yacimiento, se verificó que algunos pozos habían alcanzado el estado pseudo estacionario, mientras que la gran mayoría se mantienen en flujo transiente. En ciertas zonas hay pozos que no tienen realizado análisis RTA por diversos motivos (poca historia de producción, sistema de producción plunger lift, y/o complicaciones para calcular presión de fondo, etc.). Para poder estimar un radio de drenaje en estos pozos se realizó la siguiente metodología: • Se asume que, para un mismo espesor (h), la porosidad (Phi), la saturación de agua (Sw) y el factor volumétrico del gas (Bg) son constantes, por lo tanto, el GOIS de cada pozo será proporcional al radio. (GOIS = A*h*Phi*(1-Sw)/Bg; A=Pi*r2 GOIS = cte*r2) (A=área). Se asume también que para una misma zona el factor de recuperación (Fr) es similar, por lo tanto, el radio está directamente relacionado con el valor de EUR de cada pozo. (Fr=EUR/GOIS= EUR/r2). • En primera instancia se calcula un EUR hiperbólico para cada pozo (b=0.6 y Dcambio=10%). • En segunda instancia se promedia la relación EUR/r2 obtenida de los pozos que tienen RTA la que se utilizará para los pozos que no tengan RTA. • Con el valor de EUR de cada pozo y la relación EUR/r2 se obtiene el radio de drenaje (ver mapa de la Figura en color naranja). A partir de la Figura se puede observar que en la zona norte Infill existen áreas que quedarían sin drenar.

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Figura 9. Radios de drenaje de pozos verticales obtenidos por RTA y/o calculados.

ÁREA DE DRENAJE DE POZOS HORIZONTALES Un análisis adicional fue determinar que los pozos propuestos no se solaparían con las áreas de drenaje de los pozos verticales. Para esto se realizó un análisis del área que podría estar siendo drenada por los pozos horizontales de 1000 m de ramalateral. Área de drenaje estimada por RTA para los pozos horizontales Se realizaron análisis de RTA para los 3 pozos horizontales con mayor historia de producción. De estos sólo uno se ubica en la zona norte del yacimiento. Como metodología se tomó la historia de producción y presión en boca de los mismos llevando la presión a fondo a partir de los análisis nodales de cada pozo. Con 8 meses de producción se concluye que se puede ajustar el comportamiento de producción y presión a partir un área de drenaje rectangular de 650 m x 1000 m. Área de drenaje estimada por microsísmica Se realizó microsísmica en un pozo horizontal para entender el crecimiento de las fracturas.

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Los resultados preliminares han permitido validar el modelo de fractura planar que se utilizó en los modelos asumido durante el análisis de RTA. A partir de una vista en planta de los eventos registrados durante la estimulación de cada etapa se generó un área rectangular que contiene la gran mayoría de los eventos microsísmicos. Los mismos serían indicadores de hasta donde llegó la fractura hidráulica (Fig. 10). El área rectangular determinada es de 600 x 1050 m similar a los resultados obtenidos en RTA.

Figura 5. Microsísmica pozo horizontal.

Con estos resultados se decidió realizar un mapa de área de drenaje que contemple tanto la actividad ya perforada más el plan de desarrollo infill previsto para toda la zona tight (Zona Norte). Se puede verificar en la Figura que habría un mínimo a nulo solapamiento de radios de drenajes con toda la actividad infill propuesta por lo que podría indicar que no existirían interferencias de producción entre todos los pozos.

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Figura 11. Áreas de drenaje de pozos verticales y horizontales.

INTERFERENCIA DURANTE LA FRACTURA Se realizó un análisis de las presiones de boca, tomadas de la telemetría, de los pozos cercanos a los pozos horizontales durante la estimulación.

Figura 12. Pozos analizados para descartar interferencia.

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A modo de ejemplo se muestra el análisis realizado para un pozo, donde se observaron las presiones de boca de los pozos verticales cercanos, como se puede observar en la Figura . No se puede observar ninguna variación de presión significativa atribuible a la fracturación del pozo horizontal en la Figura 6, por lo que se descartan las interferencias durante la estimulación. En los demás casos se aprecian respuestas similares, por lo que hasta el momento se estima que no hay interferencia durante la estimulación con los distanciamientos utilizados.

Figura 6. Presiones de boca del pozo de los pozos verticales analizados.

A la fecha de realización del trabajo no se tiene suficiente historia de producción para analizar interferencia.

Figura 7. Presiones de reservorio a agosto 2032.

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PRESIONES REMANENTES A partir del modelo dinámico actualizado se realizó una corrida en el modelo de simulación numérica (Cláa et al. 2016) con una presión mínima de 20 kg/cm2 en fondo hasta agosto de 2032. En la figura 14 se puede observar que existirían oportunidades de desarrollo infill ya que quedarían presiones remanentes que varían entre los 80 y 130 kg/cm2 en la zona más tight del yacimiento. PRODUCTIVIDAD DE POZOS HORIZONTALES Para realizar los pronósticos de producción de los pozos horizontales, se contó con 2 pozos horizontales en producción y la historia completa de los pozos verticales. Estos pozos verticales tenían en su gran mayoría interpretaciones de RTA además de contar con datos de interpretación petrofísica. A partir de estos datos se obtuvieron las variables principales para armar el modelo analítico: • Espesor útil • Porosidad • Saturación de agua • Longitud de fractura • Conductividad de fractura • Dimensiones del reservorio • Presiones de fondo (para pronosticar) El área del modelo se definió, como se mencionó en la sección de áreas de drenaje, a partir de la microsísmica, pero también verificando lograr ajuste en la interpretación de RTA de los pozos horizontales. Para la presión de pronóstico se calcularon las mismas en los pozos horizontales partiendo de datos de caudal y presión de boca y llevando la misma a fondo con correlaciones de flujo vertical. Luego se asumió que la presión de fondo se mantendría constante. Inicialmente se generó el pronóstico de producción con los parámetros P50 de los pozos verticales (obtenidos de RTA), pero el mismo tenía un comportamiento temprano con poco declino con respecto a la producción real inicial de los pozos horizontales. Por lo tanto, se disminuyó la permeabilidad del modelo a 0.055 mD. La misma es el valor de ajuste más bajo que se utilizó para los pozos horizontales. COMPARATIVA DE PRODUCTIVIDAD / ECONOMICIDAD Cuando inicialmente se compara el Pozo Tipo Horizontal contra el Pozo Tipo Bajo Vertical, las evaluaciones económicas arrojan una mejora del 215% de la TIR al perforar un pozo horizontal.

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Por otro lado, se generó un PT promedio para la zona Norte basándose en comportamiento real de los pozos de la zona. Para “castigar” también a los pozos horizontales se observó la producción real de los primeros pozos del piloto y se utilizó un factor de 80% que es conservador para la actividad que se está realizando actualmente. Al comparar los resultados de las evaluaciones económicas, nuevamente se obtienen mejores resultados para el pozo horizontal con una TIR 187% mayor.

Figura 15. Comparativa entre pozo horizontal y pozo vertical de la zona norte (línea continua es caudal y línea discontinua es acumulada)

CONCLUSIONES • En la zona norte Infill se observan valores bajos de factor de recobro para los pozos verticales independientemente de la metodología de pronóstico utilizada. •

El factor de recobro sin pozos horizontales rondaría en promedio el 14%, valor considerado como bajo. Sumando el pronóstico de los pozos horizontales, se obtendría un factor de recobro final del 30%.

• Por análisis RTA el área máxima de drenaje de los pozos horizontales se puede estimar en @ 650 m x 1000 m. A partir de los eventos de microsísmica registrados, se puede dibujar un área rectangular de 600 m x 1050 m. Se considera que ambas están en el mismo orden de dimensiones. • Se obtienen mejores rendimientos económicos con la perforación de pozos horizontales infill en la zona norte del bloque.

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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EVOLUCIÓN DEL CONOCIMIENTO Y COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE ARIES, UN CAMPO MADURO COSTA AFUERA EN LA CUENCA AUSTRAL Federico Achilli1, Lisandro Burne1, Gerardo Laiz1, Daniel Ávila1, Ezequiel Rodriguez-Lorente1, Miguel Tirella1 1: Total Austral, [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected], [email protected]

Keywords: Aries, costa afuera, GOIS, modelo estático, P/Z, Monitoreo, Tobifera

ABSTRACT Aries is a gas and condensate field belonging to the CMA-1 concession (Cuenca Marina Austral 1) which is being operated by Total Austral (37.5%) in association with Wintershall Energy (37.5%) and Pan American Energy (25%). It is located 30km off-shore of the Tierra del Fuego province, where the water depth is around 80m. Aries has been developed with three wells from a central platform and connected by a pipeline shared with Carina platform to the Río Cullen process facilities. The production started in February 2006, reaching a maximum rate of 8Msm3/d (in 2009) and is currently producing ~2Msm3/d (2018). Aries field is composed by a 3-way dip structure limited by a NW-SE oriented mayor fault. The structural style developed sub-parallel fault network and two sub-structures connected by a gentle saddle in between. The main reservoir is composed by the transgressive sandstones (Hauterivian) of Argo sequence and the fluvial sandstones of the Hidra sequence (Valanginian), deposited over the paleo-topography of the Tobífera formation, which is considered the economical basement. The development of Aries field started between 2005/2006, with three wells drilled: a slant well, located in the saddle targeting the sandstones of both sequences, Argo and Hidra; and, two wells with horizontal drains of 400m each one along the upper part of the Argo reservoir sandstones; following the uppermost structural positions toward northwest one of the horizontal wells and southeast the other one. These two wells have been equipped with bottom hole pressure gauges, then it is possible to continuously monitor the pressure behavior of the reservoir. The slant well was used as an observer during the first couple of years of production; now-a-day it became a permanent producer. After the drilling campaign the petrophysical measurement resulted from the wells were in-line with the predictions based on the original geological model (static). However, the initial performance of the wells (based on dynamic tests) was higher than expected (dynamic model); since 2006, it is still the case (IGIP higher than prognosed), which is confirmed by the permanent production monitoring, WHP/BHP, P/Z-law, etc. The interpretation of all these information, together with the update of reservoir model, lead to review and increase the originally proposed gas accumulation (IGIP) and to change the vision of future geological models. The main objective of this paper is to show an example of developed field where, despite the good quality of the available 3D seismic, relative small structure calibrated by seven wells acquired during the exploration stage with an important set of petrophysical and dynamic data; the comprehension of the field behavior and its heterogeneities, is evolving with time according to its maturity, challenging the most optimistic pre-development case (Maxi).

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In this particular case, an additional reservoir providing a volume of gas could be proposed: reworked and altered facies, possible fractured, of the shallowest volcanoclastic Tobífera formation. This facies could be a contributor to the original gas accumulation and uncertainties of producing gas from Tobifera may potentially be supported by dynamic data (production and pressure). This hypothesis is not included yet on Aries field reservoir models.

INTRODUCCIÓN El yacimiento de Aries entró en producción con muy buenos caudales iniciales de gas (medidos en los ensayos de los pozos en 2005) y luego de la conexión a las instalaciones de tratamiento de Río Cullen (2006). Los resultados estuvieron en línea con la modelización estática y dinámica inicial del yacimiento, caracterizada con muy buenas propiedades petrofísicas. Sin embargo, el monitoreo continuo de datos dinámicos en los años subsiguientes, permitió obtener datos adicionales para actualizar la curva P/Z, incrementándose sistemáticamente la acumulación de gas, y por ende, obligando la revisión de los modelos geológicos/dinámicos propuestos.

Figura 1. Ubicación del permiso CMA-1 (Cuenca Marina Austral 1)

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UBICACIÓN, Y CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DEL YACIMIENTO. El yacimiento de Aries, ubicado en el permiso de CMA-1, está localizado en la Cuenca Austral, 30km costa afuera de Tierra del Fuego en el flanco Oeste del Alto de Río Chico, borde Oriental de la cuenca (Fig. 1). La trampa principal de los campos en esta parte de la cuenca es estructural con cierre en tres direcciones contra una falla, fuertemente controlada por fallas normales genéticamente relacionadas al rifting que dio origen a la cuenca y a sus sucesivas reactivaciones (Fig. 2). El reservorio principal son las arenas transgresivas de la Formación Springhill, integrada por depósitos fluviales que verticalmente evolucionan a litorales, deltaicos, estuarinos y hasta marino - proximal.

Figura 2. Línea regional SW-NE – Estructura general de la Cuenca y de los campos en la porción Noroeste de CMA-1.

La depositación de la formación Springhill se desarrolla rellenando en sucesivos “on-laps” la paleotopografía del basamento cristalino y/o Serie Tobífera haciendo “backstepping” sobre el Alto de Rio Chico. Las facies marino distales de esta unidad, compuesta por fangolitas oscuras, están representadas por la Formación Inoceramus Inferior, que corresponde tanto a la roca madre principal de la cuenca como al sello de los reservorios de la Formación Springhill (Arbe y Fernandez 2002) (Fig. 3).

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Figura 3. Evolución secuencial de la Formación Springhill - Ubicación del campo de Aries.

Aries se trata de una estructura anticlinal compuesta de dos sub-estructuras unidas por una pequeña ensilladura (Figs. 2 y 4).

Figura 4. Mapa estructural en tiempo del tope del reservorio.

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Dentro de la mega secuencia depositacional de Springhill, y dada la localización hacia el Oeste y relativamente pendiente abajo del Alto de Rio Chico, Aries involucra a las secuencias más jóvenes, de Hidra (Berriasiano - Valanginiano) y de Argo (Valanginiano tardío – Hauteriviano temprano) (Fig. 3). Las arenas de Hidra corresponden a facies fluviales de canales entrelazados, tienen porosidades del orden del 20%, en tanto las arenas de Argo son interpretadas como facies de playa (“upper shoreface”) con porosidades entre 21% y 26% en el caso del pozo Aries 2 (Fig. 5). METODOLOGÍA Fase 1 Delineación y modelo de pre-desarrollo En 1981, soportado con sísmica 2D de diversas campañas, dos primeros pozos perforados al norte de la estructura intentaron probar una acumulación de petróleo, con suerte dispar (principalmente agua: MLD3.x-1 y pequeño espesor de petróleo con un contacto gas-petróleo: MLD4.x-1) y con calidades de reservorio mediocres. El pozo Aries.x-1 encontró mejores arenas con un espesor de gas importante en el flanco SSW de la subestructura norte, acumulación cuyo potencial interés económico para el desarrollo de gas se reveló luego de la adquisición de una sísmica 3D en 1994, de la perforación del pozo de delineación Aries.e-2 en 1995 y la construcción de un modelo estático y dinámico (Fig. 5).

Figura 5. Correlación estructural de pozos con detalle de los fluidos encontrados

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Fase 2 Construcción del modelo (pre-desarrollo al año 2000) Posterior a la reinterpretación de los resultados de los pozos y de un reprocesamiento de la sísmica 3D en 1999, se construyó un modelo de reservorio (estático y dinámico). La información sísmica (1999), es de buena calidad, la calibración con los cuatro pozos exploratorios y de delineación es robusta y la identificación e interpretación de los eventos sísmicos asociados al reservorio son mapeados con precisión. El tope de la secuencia Argo y el tope de la secuencia Hidra (o base Argo) pueden interpretarse sin ambigüedad en más del 90% de la estructura. Si bien el tope y base se identifican claramente, el cálculo del espesor arroja cierta incerteza debido a estar afectado por el efecto de interferencia o “tuning” (Fig. 6).

Figura 6. Calibración y continuidad de horizontes. Ejemplo en Aries.e-2.

Los horizontes intermedios de Hidra están afectados por problemas de resolución sísmica, interferencia y efecto máscara del Argo supra yacente y su interpretación es posible por zonas, y cuando no, es modelado en base a la correlación de pozos (Figs. 6 y 7). Desde el punto de vista acústico se tratan de arenas de baja impedancia que en sísmica se identifican por ser reflectores de máxima amplitud negativa bien marcada cuando están impregnadas por gas generando un efecto “bright spot” usado como DHI (“Direct Hydrocarbon Indicator”). Principalmente en el reservorio de Argo, libre de interferencia, cuando las arenas se degradan en calidad o están impregnadas por agua la magnitud de la amplitud negativa decrece hasta un leve evento negativo (cercano a cero), a veces transformándose en positiva (Fig. 6) evidenciando un cambio de polaridad que define claramente el contacto gas - líquido.

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Figura 7. Respuesta sísmica de las arenas de Argo e Hidra.

La interpretación de la base del reservorio (Tope Tobífera) es en algunas zonas incierta debido al carácter sísmico variable (asociado a las variaciones litológicas). Los mapas de amplitud al tope del Argo muestran claramente la extensión de la anomalía (“bright spot”) asociado a la presencia de la acumulación de gas. Cuando se superponen los contornos del mapa en profundidad al mismo tope, la correlación del límite de la anomalía con la curva equivalente al contacto gas-petróleo es preciso y coincide también con el “spill-point” estructural (Fig. 8). Si bien, una posible interpretación de variación de facies dentro de la anomalía puede realizarse en función de las variaciones de amplitud, la relación entre “net/gross” (sobre 4 pozos) y el atributo sísmico es difícil de establecer. Las fallas mayores son fáciles de interpretar; en cuanto a las numerosas fallas menores, su correlación resulta ser más dudosa, sin embargo, su extensión es corta y su longitud es siempre menor a la acumulación de gas, por lo tanto, se interpreta que no inducen a la compartimentalización (Figs. 4 y 8). La información de pozo brindó datos duros para la construcción del modelo. Cuatro pozos con un conjunto de perfiles completos (sin VS o velocidad de onda de corte) y datos de presión,

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Figura 8. Mapa de Amplitud al tope de las arenas de Argo con los contornos en profundidad superpuestos.

dos de ellos con coronas completas en el reservorio, pero localizados centralmente en la estructura, fueron integrados al modelo sedimentario regional. Este primer modelo, terminado en el año 2000, con incertidumbres geofísicas y geológicas integradas con rangos más o menos bien calibrados basados en los datos de pozo adquiridos y/o análogos, fue la base para tomar la decisión de desarrollo en el año 2001. Desarrollo y monitoreo (2005 - 2009) La perforación de los tres pozos de desarrollo de Aries propuestos se inició a mediados de 2005 y finalizó en Enero 2006: el primero (Aries P1), es un pozo desviado utilizado inicialmente como pozo piloto y para monitorear el comportamiento del campo. Está ubicado en la ensilladura con doble objetivo (reservorios de Argo e Hidra). Dos pozos horizontales de largo alcance, Aries PH2 y Aries PH3, a distancias de 4317m y 4714m desde la plataforma hacia la parte alta de las subestructuras NO y SE con secciones horizontales de aproximadamente 400 m se perforaron en el reservorio superior Argo (Fig. 8 y 9). Los pozos se equiparon con medidores de presión en fondo, con lo cual es posible el monitoreo regular de la evolución de la presión del reservorio. El pozo P1, se utilizó solo como observador durante los primeros años de producción del campo (2005-2009). Los resultados iniciales de los pozos de desarrollo estuvieron en línea con la distribución petrofísica realizada en el modelo geológico estático y dinámico inicial.

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Figura 9. Correlación al tope de la secuencia Argo. Modelo sedimentario de Aries y ubicación esquemática de los pozos de producción.

La comparación de los datos de presión de los pozos Aries.x-1 (1981), Aries.e-2 (1995) y Aries. P1 (2005) mostraron una depleción de 9 bar entre los años 1981 y 2005, atribuida a la depleción de un acuífero común entre Aries y el resto de los campos cercanos en producción de CMA-1 (ver ubicación de los bloques cercanos en Fig. 1, de los pozos de delineación en Fig. 8 y de los datos de presión RFT en Fig. 10).

Figura 10. Resultados de RFT de pozos exploratorios y P-1.

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El campo produjo sostenidamente con dos pozos entre 2006 y 2009 entre 4-6 Msm3/d de gas (Fig. 11) (las variaciones puntuales de producción corresponden a cambios en la estrategia de producción del operador). A partir de 2009 el pozo Aries.P1, inicialmente utilizado como observador, se sumó a la producción agregando 2,5 MSm3/d de gas, alcanzándose un máximo de producción promedio de 8 Msm3/d a mediados de 2009 (Fig. 11).

Figura 11. Producción de los pozos de Aries entre 2006 y 2009.

El monitoreo continuo de datos de presión de reservorio, utilizando los sensores de fondo instalados en los pozos productores y el pozo observador, además del balance de materia obtenido con el método P/Z permitieron contrastar la evaluación estática (basada en sísmica, perfiles y coronas) con las observaciones dinámicas (Fig. 12).

Figura 12. Evolución de balance de materiales P/Z de Aries

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Después de la puesta en producción en 2005, apenas transcurridos algunos meses (~9m), el volumen “dinámico” estimado con la curva P/Z, confirmaba el GOIS estimado con el caso base pre-desarrollo (~22Gsm3). En 2009, el GOIS derivado del grafico P/Z aumentaba a ~ 33Gsm3. El comportamiento subsiguiente, de una convergencia del caso base hacia el caso maxi, condujo a la revisión de las acumulaciones (GOIS) y, por ende, a la revisión del modelo geológico utilizado. RESULTADOS Actualización del modelo de reservorio (integración resultados 2005 al año 2009) Durante el año 2009 se decidió construir un nuevo modelo estático que integrara los resultados de los pozos perforados en 2005 y las informaciones de los nuevos datos dinámicos. Se revisó la interpretación de la base del reservorio, de los horizontes intra-reservorios, los mapas de espesores correspondientes y la conversión en profundidad global. Se realizaron nuevos mapas de distribución de arena, esta vez con la introducción de la impedancia acústica (Fig. 13), mejorando la distribución de facies. Se optimizó la distribución de parámetros petrofísicos. Las propiedades porosidad y la relación espesor neto – espesor total fueron distribuidas por facies con simulaciones gaussianas secuenciales. También se revisó el modelo de saturación de agua.

Figura 13. Correlación con el atributo de Impedancia acústica entre los pozos de Aries

Se reevaluaron fundamentalmente las incertidumbres estáticas principales: el tope del reservorio y de Tobífera y su puesta en profundidad, la distribución de arenas, y los parámetros petrofísicos del modelo (porosidad, saturación de agua). Estos parámetros fueron optimizados para maximizar el volumen de gas para poder tener un nuevo caso base compatible con el volumen evidenciado por los datos dinámicos (P/Z). La permeabilidad fue simulada guiada con la porosidad y la saturación de agua fue definida usando la función J de Leverett. En la figura 14 puede observarse una vista 3D de los pozos y la distribución de la porosidad en la grilla.

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Figura 14. Vista 3D de la grilla de Aries - Pozos y distribución de porosidad (modelo 2009).

También se realizó una síntesis dinámica con el objetivo de explicar los datos de producción obtenidos (Fig. 11) y de entender la evolución de la presión medida en los pozos; el cotejo histórico obtenido fue aceptable (Fig. 15) y el resultado global del GOIS en el caso base resultó en un 46% más de gas con respecto al modelo previo.

Figura 15. Cotejo histórico de presiones de reservorio Argo – Hidra

Para la evaluación de incertidumbres se construyeron igualmente casos mini y maxi alrededor de las acumulaciones reflejadas en los gráficos de diagnóstico (P/Z).

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En el caso mini, se modelizó un casquete de gas más reducido junto a un acuífero de mayor tamaño; en otras palabras, la relación de volumen acuífero vs. volumen de gas (VolW/VolG) era 4 veces superior al caso base con una compresibilidad de la roca también 4 veces superior. Las acumulaciones estimadas de este caso Mini, fueron inferiores al caso base P/Z (Fig. 12). En 2009 se consideró que habían efectos dinámicos en el reservorio que pudieran no haberse visto reflejados en el corto histórico de producción ( Saturación[K-1], Saturación[K-1], Saturación))

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Esta fórmula fue utilizada para poder visualizar el dato de saturación de agua en una profundidad “k” y corregirlo si fuese necesario: en el caso en que la saturación visualizada en un punto de esta profundidad fuese mayor al punto por debajo (demostrando aumento en la proporción de agua hacia el tope). El uso de la fórmula mencionada permitió modificar el dato para respetar la realidad del subsuelo. Donde no se encuentran reservorios (Reservorio=U en la formula), el modelo será cargado con agua. La Figura 15b presenta la curva de origen y su transformación.

Figura 15. A) Definición del intervalo de trabajo usando un cut-off de porosidad (última columna); modificada

B) Curva de saturación

Una vez modificada la curva, se la escaló y modeló de la misma manera que las demás propiedades. El resultado fue una mayor concentración de hidrocarburos en los elementos

Figura 16. Diferencia entre el modelo de la curva original (A) y el modelo con la curva modificada (B).

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conectados como se puede ver en la Figura 16 (las escalas de colores son idénticas). El escalado de la curva de saturación se hizo con el método aritmético sin usar guía o peso. La propiedad escalada se pobló con los algoritmos Kriging y Gaussian, En la figura 16 se presenta el poblado en Kriging. Se pudo observar que en el modelo de la derecha (Figura 16A) los niveles con hidrocarburos (tonos de verdes) fueron mayores y más continuos a lo largo de las arenas, situación no representada en los modelos anteriores (Figura 16B), donde se visualizaban “parches” de hidrocarburos diseminados en los niveles, con mucha agua presente (tonos de azul oscuro). Modelo Dinámico En esta sección se presenta el modelo dinámico completo. Se cubrirán los aspectos de la inicialización del modelo, las corridas de ajuste histórico y una predicción de prueba. El ajuste histórico se realizó con la metodología de “Streamlines”. Se compararon los resultados obtenidos entre las corridas realizadas y una corrida con simulación numérica. A continuación, se mostrará el flujo de trabajo, así como los resultados obtenidos. Propiedades de los fluidos y de roca Para caracterizar las propiedades del fluido del modelo dinámico, se consideró válida la muestra de la formación Bajo Barreal de un pozo de la zona de Los Perales. Es una muestra de fondo, analizada en laboratorio, tanto en condiciones de fondo, como de superficie (Tabla 2). El fluido fue tratado en el simulador como “Black oil”, petróleo subsaturado en condiciones iniciales. El PVT del agua se estimó utilizando correlaciones con la salinidad obtenida de ensayos.

Figura 17. Cross Plot porosidad de corona vs porosidad de perfil

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Para los parámetros de la roca se utilizaron los estudios de múltiples coronas del Área Los Perales. El primer parámetro analizado fue la porosidad. Esta propiedad es uno de los parámetros petrofísicos que es obtenido en todos los pozos desde la conversión de la medición indirecta de perfiles. Para evaluar la porosidad se utilizaron los perfiles de densidad y sónico los cuales se correlacionaron con los de las coronas seleccionadas. Para ajustar los valores de porosidad perfil a los de corona, se construyó un cross plot porosidad media corona vs. porosidad calculada del perfil (Figura 17). El mismo se utilizó para extrapolar al resto de los pozos del área y poblar el modelo de porosidad.

Tabla 2. Valores PVT del petróleo

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Se ha incorporado el estudio de los puntos extremos de las permeabilidades relativas Kro (permeabilidad relativa al petróleo) a la saturación de agua inicial (Swi), Krw (permeabilidad relativa al agua) a la saturación de petróleo irreductible(Sor), obtenidos desde la información de datos de la corona mencionada. Los datos provenientes de la medición experimental de permeabilidad relativa, a diversos estados de saturación de fluidos y en condiciones NOBP (Net Over Burden Pressure: Presión en condición de fondo), fueron empleados para obtener las respectivas curvas de permeabilidad relativa (Figura 18). Las curvas son las utilizadas en el modelo dinámico.

Figura 18. Curva de permeabilidad relativa aplicada al modelo.

Para poblar el modelo con los valores de permeabilidad (PERMX, PERMY) se utilizaron los mismos datos de corona confeccionando un gráfico K vs. Phi. Esta relación entre los valores de permeabilidad de corona vs porosidad de corona se utilizó para calcular en función de los valores de porosidad de perfil su equivalencia en permeabilidad (Figura 19). Parámetros de inicialización del modelo Con todos los valores estáticos antes mencionados cargados en el modelo se procedió a la inicialización del mismo. Para ello, se cargaron las celdas del modelo con valores de saturación

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Figura 19. Cross Plot K vs. Phi (valores de corona)

inicial provenientes del modelo obtenido y validado de perfiles como mencionado más arriba en la sección geología de este trabajo. Para la presión estática inicial se utilizó un gradiente hidrostático normal para toda la columna. El mismo fue comprobado durante la inicialización con los valores de perfiles RFT (Repeat Formation Tester) de los pozos en las capas donde se contaba con esta información.

Figura 20. Inicialización del modelo con saturaciones iniciales

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Modelado 3D: Metodología integrada para la optimización de simulación dinámica, La Itala Bloque II, Cuenca del Golfo San Jorge

La primera corrida realizada con este modelo de saturación mostró un fuerte desajuste en los valores de petróleo. Posteriormente, se inicializó el modelo corriendo la historia de producción por control de líquido. Se consigue con este procedimiento un buen ajuste, no así con la producción de petróleo, la que quedo muy por debajo del valor histórico (Figura 20). Analizando la grilla 3D y visualizándola con un cut off en la saturación se pudo observar que el modelo petrofísico adoptado no generaba suficiente saturación de petróleo. Es decir, ocultando con el filtro las celdas con saturación de agua mayor a 50% se observa la poca cantidad de celdas con saturación de petróleo mayor a este valor (Figura 21A). La solución a este problema es la que se mencionara anteriormente en la sección de geología, quedando el filtro anterior como se muestra en la figura 21B.

Figura 21. a) Saturación inicial con filtro, b) Nueva saturación con filtro

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CONCLUSIONES El trabajo realizado previamente (Ursule et al. 2016) se capitalizó en el ahorro de tiempo al momento de armar los modelos aquí presentados y de lanzar múltiples simulaciones para observar los diferentes ajustes de manera más rápida y sencilla. Utilizando el modelo con los parámetros de saturación corregidos se obtuvieron valores de producción de petróleo cercanos a los históricos en los pozos (Figura 22). Se puede concluir que se cumplió con el objetivo del modelo: poder representar la producción real de los pozos a través de una simulación dinámica.

Figura 22. Ajuste en pozos ejemplo

Sin embargo, para poder ajustar los valores simulados al nivel del campo (valores reales), se necesita un trabajo más detallado sobre la inyección. Este trabajo implicaría crear inyectores ficticios para cada mandril presente en el inyector real y asociarle una inyección correspondiente (caudal, presión). Este nivel de detalle no se pudo lograr en el presente trabajo debido a una limitante del software utilizado, que no permite trabajar con inyección selectiva. La figura 23 es el reflejo del trabajo sobre los inyectores de la primera línea, para optimizar el ajuste y se observa a simple vista que la curva del petróleo calculado se mueve hacia la curva histórica (situación no representada en el modelo anterior). Este resultado nos alienta a seguir sobre este camino, teniendo en cuenta que se deben ajustar aproximadamente 100 inyectores ficticios. Como última conclusión, se consiguió el objetivo principal del proyecto: mejorar el ajuste histórico de los pozos en recuperación secundaria.

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Modelado 3D: Metodología integrada para la optimización de simulación dinámica, La Itala Bloque II, Cuenca del Golfo San Jorge

AGRADECIMIENTO Se agradece al Sr. Carlos Perez por su ayuda al momento de modificar la curva de saturación de agua.

Figura 23. Ajuste a nivel campo

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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MODELADO GEOESTADÍSTICO DE LA SECCIÓN SUPERIOR DE LA FM. MINA DEL CARMEN EN EL YACIMIENTO DIADEMA ARGENTINA (FLANCO NORTE DE LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE) Fernando Serra1, Ornella López Alvarado1, Luciana Sassali1 1: CAPSA-CAPEX, [email protected], [email protected], [email protected]

Palabras clave: Cuenca del Golfo San Jorge, Yacimiento Diadema Argentina, Formación Mina del Carmen, modelado geoestadístico

ABSTRACT Geostatistical modeling of the upper section of Mina del Carmen Fm. in Diadema Argentina field (northern flank of Golfo San Jorge Basin) This study proposes the usage of geocellular modeling as an additional tool for the analysis of new areas development. In the Diadema Argentina field, located at the northern flank of the Golfo San Jorge Basin, more than 300 wells go through the upper part of Mina El Carmen Fm. Their production results are mainly related to the thickness and petrophysic quality of the reservoirs developed in this interval. These reservoirs are associated to a high sinuosity and variable width fluvial environment, with a complex lithology due to the presence of volcanic ashes. The understanding of their geometry and their petrophysical properties is required to optimize the analysis of new locations and specific procedures during the well completion. Starting from a time static model and the formation tops, a structural depth model was built for the Diadema Argentina field. Different zones were discriminated based on the sedimentary behaviour and in each of them a geocelular model of petrophysical properties was built. The heterogeneous distribution of the information (well logs) in the field supposed an additional difficulty when analysinggeostatiscal parameters and depositional trends. A general NW-SE trend was identified in most areas, which is consistent with the regional trends in this part of the basin. Aditionally, regions with higher reservoir thickness probability were obtained, which provided support for well proposals in each area.

INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS El yacimiento Diadema Argentina se encuentra en el flanco Norte de la Cuenca del Golfo San Jorge, abarca un área de aproximadamente 90 km2 (Fig. 1) y cuenta a la fecha con más de 1800 pozos perforados desde el año 1925. De esta población, más de 330 pozos alcanzan la Fm. Mina del Carmen. Los resultados productivos asociados a dicha formación dependen mayoritariamente de los espesores acumulados y la calidad petrofísica de los reservorios, especialmente aquellos

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desarrollados en su sección superior. Por este motivo, el presente estudio está centrado en el análisis de dicha sección. Las características sedimentarias de estos reservorios depositados en ambientes fluviales de alta sinuosidad y anchos variables en combinación con una litología compleja por presencia de tobas, hacen necesario un mejor entendimiento tanto de su geometría como de sus propiedades petrofísicas a la hora de elegir nuevas ubicaciones o tratamientos particulares en la puesta en producción. Por este motivo se propone el modelado geoestadístico de valores petrofísicos como una herramienta adicional a fin de optimizar la explotación de hidrocarburos. METODOLOGÍA Los datos a utilizarse en la construcción de este modelo geoestadístico fueron perfiles de pozos e información sísmica. El área de estudio cuenta con 336 pozos perforados al intervalo de estudio. De este total, 226 pozos fueron seleccionados por no poseer omisión o repetición de la columna estratigráfica y contar con perfiles de potencial espontaneo, resistividad y/o gamma ray en el intervalo de interés. Dada la gran cantidad de información disponible y su distribución a lo largo del yacimiento, el modelado fue realizado en 2 etapas de forma de evaluar con mayor detalle las poblaciones de

Figura 1. Ubicación del yacimiento Diadema Argentina en el marco de la Cuenca del Golfo San Jorge.

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Modelado geoestadístico de la sección superior de la Fm. Mina del Carmen en el Yacimiento Diadema Argentina (Flanco Norte de la Cuenca del Golfo San Jorge)

datos existentes y con una mayor eficiencia en sus tiempos de procesamiento. Se definieron dos sectores, uno al sur y otro al norte del yacimiento, delimitados por el lineamiento de fallas de Cañadón Perdido, de orientación aproximada oeste-este. En el sector norte, dada la heterogeneidad en la distribución de la información, a su vez se discriminaron 6 grupos o familias de pozos para ser evaluadas independientemente. Las zonas afectadas por el fallamiento Cañadón Perdido y por el fallamiento Cañadón Brooks fueron exceptuadas del modelado debido a su complejidad estructural y/o la baja densidad de pozos profundos en dichas zonas Fig. 2). El flujo de trabajo para la construcción del modelo geoestadístico comenzó con la elaboración, a partir de datos de pozo, de superficies estructurales correspondientes a los límites superior e inferior del intervalo a modelar. Para ello se procedió a la fase de acondicionamiento de los datos. Esta etapa incluyó una correlación de máximo detalle con perfiles de pozos que satisfaga los objetivos del proyecto. Este proceso se fue haciendo en sucesivas etapas volviendo a la fase de acondicionamiento de los datos varias veces hasta que las superficies estructurales presentaban una calidad acorde con los objetivos del modelo.

Figura 2. Mapa con límites de áreas modeladas, circunscriptos dentro del yacimiento Diadema Argentina.

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Adicionalmente se crearon o ajustaron las leyes de velocidad de los pozos que contaban con perfiles sónicos para poder vincular los pozos con el dato sísmico y se procedió a interpretar los horizontes sísmicos correspondientes a los límites del intervalo de estudio. Se validó además la interpretación de las fallas existentes en el área de estudio y se convirtieron desde el dominio del tiempo al dominio de la profundidad. Una vez unificada toda la información en el dominio de profundidad, se procedió a la construcción del marco estructural. Como superficies limitantes se seleccionaron los horizontes previamente interpretados, grillados con control de datos de pozo, y se modelaron las fallas en profundidad (Figs. 3a y b). Finalmente, en este marco estructural se generó una grilla 3D con celdas de tamaño en x y en y de 50 mts. El espesor de cada celda fue fijado en 1 mt. para optimizar la evaluación de los reservorios de bajo espesor característicos de la Fm. Mina del Carmen en el yacimiento Diadema Argentina. La elección de los perfiles a modelar debe realizarse en base al objetivo del modelado. En este caso, el objetivo principal del modelado fue la predicción de zonas con mayor probabilidad de acumulación de areniscas en el tope de la Fm. Mina del Carmen. Por ello, inicialmente se seleccionó al perfil de potencial espontáneo (SP) como el más indicado, dada su presencia en todos los pozos del estudio. Se analizó en detalle la respuesta de dicho perfil, comparándolo con perfiles de resistividad, gamma ray y control geológico donde fue posible. Se observó que en algunos casos el perfil SP no lograba registrar la presencia de reservorios visibles con los otros perfiles y/o control geológico, o no alcanzaba a representar el espesor de dicho reservorio en su totalidad. Es por esto que finalmente se decidió utilizar para el modelado geoestadístico el perfil interpretado de volumen de arcilla (VCL), calculado a partir de los perfiles SP y resistividad. Para el cálculo de dicho perfil, se ajustaron los parámetros petrofísicos al mayor contenido tobáceo de esta formación, por lo que la discriminación de litologías fue más eficiente. El perfil VCL fue escalado para asignar valores a las celdas atravesadas por los pozos. Este proceso consiste en transformar la resolución vertical de los perfiles de pozo, 15,24 cms., a la resolución vertical de la grilla de 1 mt. Para este caso, se realizó un promediado aritmético de la curva VCL para dicha transformación. Una vez escalada la propiedad a modelar, se procedió a la evaluación de los parámetros estadísticos a utilizar en el modelado. PARÁMETROS ESTADÍSTICOS El primer paso del análisis de los parámetros estadísticos a utilizar en el modelado geoestadístico consistió en la determinación de anisotropías sedimentarias, para la cual se realizaron mapas de variogramas horizontales en ambos sectores a modelar. Las anisotropías observadas en los mapas de variogramas mostraron una fuerte dependencia de la distribución de la población de los datos a lo largo del yacimiento. Dada la heterogeneidad que presenta dicha distribución de datos, se

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Modelado geoestadístico de la sección superior de la Fm. Mina del Carmen en el Yacimiento Diadema Argentina (Flanco Norte de la Cuenca del Golfo San Jorge)

Figura 3. a) Mapas estructurales del tope y la base del área modelada en el yacimiento Diadema Argentina; b) Fallas modeladas en profundidad para el modelado geoestadístico.

procedió a agruparlos o discriminarlos de forma de obtener poblaciones con mayor densidad y homogeneidad de datos. Con este fin, en el sector sur la población de pozos fue restringida a la parte oeste, ya que en dicha zona el distanciamiento entre pozos es aproximadamente constante (entre 250 y 300 mts) y con similar distribución en sentido norte-sur y oeste-este. Por otro lado, en el sector norte los antecedentes históricos de los pozos han mostrado grandes variaciones en la densidad y orientación de los reservorios asociados a la parte superior de la Fm. Mina del Carmen. Esto se ve reflejado en la distribución de los pozos profundos en forma de grupos o “familias”, tal como se observa en la Figura 1. Para obtener mayor precisión en la determinación de anisotropías y otros parámetros estadísticos, cada grupo del sector norte fue evaluado individualmente.

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Figura 4. Mapas de variograma obtenidos en: a) sector sur del yacimiento Diadema Argentina; b) a g) sector norte del yacimiento Diadema Argentina.

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Modelado geoestadístico de la sección superior de la Fm. Mina del Carmen en el Yacimiento Diadema Argentina (Flanco Norte de la Cuenca del Golfo San Jorge)

RESULTADOS El mapa de variogramas obtenido en el sector sur muestra una anisotropía con marcada orientación noroeste-sudeste (Fig. 4a). En el sector norte, se observaron dos población de pozos con orientaciones perpendiculares entre sí: 4 grupos muestran una orientación noroeste-sudeste (Figs. 4b a 4e) y 2 grupos de muestran una orientación aproximadamente noreste-sudoeste (Figs. 4f y 4g). Los semivariogramas confeccionados tanto para el sector sur como para los grupos del sectornorte mostraron una distribución de tipo exponencial de los datos. Los rangos verticales obtenidos fueron similares, con valores entre 7 y 8 mts., y los rangos horizontales varían entre 800 y 1200 mts. En base a estos resultados se procedió con el poblado de las celdas de las grillas 3D. Se realizaron modelados probabilísticos de la curva de VCL, que consistieron en propagar los datos de las celdas escaladas en base al algoritmo Gaussian random function simulation (GRFS)del software Petrely a los parámetros del variograma adoptado en cada área. Se efectuaron 30 realizaciones, todas ellas consideradas equiprobables, y se calculó el promedio armónico de las realizaciones, que fue utilizado para comprobar la correlación entre el perfil VCL calculado en cada pozo, el perfil escalado a las celdas y la propiedad modelada final. Este primer control de calidad fue satisfactorio, por lo que se procedió a una segunda etapa, utilizando “pozos testigo”; es decir, se seleccionaron pozos para ser eliminados de los datos de entrada al modelado, y se compararon las predicciones con los perfiles reales de cada pozo. A modo de ejemplo, se muestra un pozo testigo para cada sector del yacimiento (Fig. 5). La evaluación

Figura 5. Perfiles de pozos testigo comparando, de izquierda a derecha, los perfiles de potencial espontáneo, resistividad profunda, VCL real y VCL obtenido a partir del modelado geoestadístico.

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de los pozos “testigo” tuvo resultados muy satisfactorios, por lo que se consideró finalizado el modelado geoestadístico y se procedió a la etapa de evaluación y selección de áreas atractivas para el desarrollo. Para cada sector del yacimiento, se realizaron mapas de espesores acumulados en todo el intervalo modelado. A partir del mapeo isopáquico, se analizaron zonas con mayor probabilidad de acumulación de reservorios en Fm. Mina del Carmen (Fig. 6), que fueron complementadas con mapas estructurales y antecedentes productivos históricos. El análisis de dicha información permitió definir 8 zonas con mayor atractivo de desarrollo en el yacimiento: 3 zonas en el sector sur y 5 en el sector norte. Se generaron 16 propuestas de pozos de desarrollo y 2 de pozos de avanzada, que fueron incorporadas al portfolio a evaluar para definir la futura campaña de perforación en el yacimiento.

Figura 6. Mapa de espesores acumulados probables obtenidos a partir del modelado geoestadístico.

CONCLUSIONES En la confección exitosa del modelo geoestadístico, han resultado factores críticos la elección de una propiedad representativa del objetivo de dicho modelado y la definición de un espesor de

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celda que permita evaluar y modelar de manera eficiente los reservorios característicos de la Fm. Mina del Carmen. Como en todo modelado estadístico, su alcance está limitado por la cantidad, calidad y distribución de los datos. En este caso, el modelo geocelular generado ha mostrado resultados muy satisfactorios al ser incluido en la propuesta de perforaciones infill y ha sido utilizado como complemento en la evaluación y delineación de áreas de mayor interés de avanzada y/o exploratorio. Los datos obtenidos a partir de mapas de variogramas y semivariogramas han sido consistentes con los resultados históricos de producción en el yacimiento. Las distintas tendencias depositacionales observadas en cada población de pozos permitirán definir a futuro estrategias de desarrollo más eficientes para cada caso. BIBLIOGRAFÍA Clavijo, R., 1986, “Consideraciones sobre la estrati-

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MODELADO GEOCELULAR DE RESERVORIOS FLUVIALES PARA SIMULACIÓN EOR, BLOQUE CD IV W, YACIMIENTO CERRO DRAGÓN, CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE Azul Cassiau1, Silvana Plazibat1, Laura Alonso1, Eduardo Fernández1 1: Pan American Energy, [email protected], [email protected], [email protected], [email protected]

Palabras clave: Golfo San Jorge, Reservorios fluviales, Modelado Geocelular, Recuperación Terciaria

ABSTRACT Geocellular modeling of fluvial reservoirs for EOR simulation, CD IV W, Golfo San Jorge basin. The study area is located on the northern flank of the Golfo San Jorge Basin in Cerro Dragon field, operated by Pan American Energy. The objective of the project was to generate a geocellular model that describes the behavior of the reservoirs during water injection and simulates polymer injection (thermally activated particle). The model included fluvial reservoirs of the Fm Comodoro Rivadavia and upper levels of the Fm Mina del Carmen. The workflow consisted on the interpretation of 3D seismic, structural modeling, reservoirs correlations, petrophysical analysis, determination of facies and properties population. The static model was enhanced during the history matching and a current operations conditions case was established. Given the complexity of fluvial reservoirs and the lack of information that this entails, an acceptable history matching was achieved. This model was used to calculate the volume of thermally activated particle to be injected and to simulate the result of the chemical treatment.

INTRODUCCIÓN La zona de estudio abarca un área de 40 km2, se encuentra ubicada en el flanco norte de la Cuenca del Golfo San Jorge en el yacimiento Cerro Dragón, operado por Pan American Energy (Fig. 1). El objetivo del proyecto fue generar un modelo geocelular que describa el comportamiento de los reservorios durante la inyección de agua y simular la inyección de polímeros (partículas de activación térmica en profundidad, de ahora en adelante TAP). Este bloque fue seleccionado como proyecto piloto para el inicio de EOR debido a la escasa complejidad estructural del mismo y a la disponibilidad de datos de pozo (RMN, dos coronas y acotada historia de producción), con intención de replicar este trabajo en zonas más complejas. La estructura del bloque se describe como monoclinal limitada por diques ígneos verticales y fallas normales con escaso rechazo. El modelo incluyó reservorios fluviales de la Fm. Comodoro Rivadavia y niveles superiores de la Fm. Mina del Carmen.

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El flujo de trabajo consistió en la interpretación de sísmica 3D, modelado estructural, correlación de reservorios, análisis petrofísico, determinación de facies y el poblado de propiedades. Una vez definido el modelo estático, se continuó con la etapa de ajuste histórico, con una retroalimentación del mismo y el establecimiento de un escenario de condiciones operativas actuales. Dada la complejidad de los reservorios se logró un aceptable ajuste de producción e inyección de agua. El modelo sirvió de base para el cálculo de los volúmenes a inyectar de polímeros y su resultado. MARCO GEOLÓGICO La Cuenca del Golfo San Jorge es una cuenca intracratónica de características esencialmente extensivas, de eje aproximadamente oeste-este, limitando al norte con el macizo Norpatagónico o de Somuncurá, la región del Deseado al sur, hacia el oeste la Cordillera de los Andes y el margen continental del océano Atlántico hacia el este. En rasgos generales la cuenca se origina con un proceso de rift durante el Triásico-Jurásico Inferior (Fitzgerald et al., 1990) que afectó al basamento paleozoico preexistente, en lineamientos de rumbo Noroeste-Sudeste, permitiendo durante el Liásico el depósito de sedimentos continentales a marino someros en grabenes y hemigrabenes. Otro período de extensión durante el Jurásico Medio, difícil de separar del primer evento (Fitzgerald et al., 1990), culmina con los sedimentos clásticos y vulcanitas del Grupo Lonco Trapial (flanco norte; Lesta et al., 1972). En forma discordante se deposita la sucesión epiclástica denominada “Neocomiano” o Grupo Las Heras, que comprende las Formaciones Pozo Anticlinal Aguada Bandera (Lesta et al., 1980) y Pozo Cerro Guadal (Ferello et al., 1973), depositadas durante el Jurásico Superior-Cretácico Inferior, correspondientes a una fase de rift tardío de la cuenca. El Grupo Chubut se deposita en forma discordante sobre un eje negativo de orientación oesteeste y con su depocentro claramente desplazado hacia el oriente con respecto a los principales depocentros del ciclo anterior (Figari et al., 1999). En la base se encuentra la Formación Pozo D-129 (Lesta, 1968) constituida por pelitas bituminosas y sucesiones clásticas de origen lacustre, principal roca madre en la cuenca. Grada lateralmente a la sucesión fluvial de la Formación Matasiete (Paredes et al., 2007). Suprayaciendo, la Formación Mina del Carmen (Lesta, 1968) conformada por areniscas, conglomerados, tobas y tufitas de edad Albiana y origen continental, producto de la depositación en ambiente fluvio-lacustre. Los cuerpos arenosos existentes son escasos y en general aislados, mostrando alta participación piroclástica en la planicie de inundación y en el relleno de los canales. El Grupo Chubut se completa con las sedimentitas de las Formaciones Comodoro Rivadavia (Lesta, 1968) y Yacimiento El Trébol (Lesta, 1968), con predominio de areniscas medianas a gruesas de origen fluvial, las cuales constituyen los reservorios más importantes del Flanco Norte. En forma suprayacente se deposita la Formación Salamanca (Lesta et al. 1972) correspondiente

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Modelado geocelular de reservorios fluviales para simulación EOR, bloque CD IV W, Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge

Figura 1. Ubicación del área de estudio y de la cuenca del Golfo San Jorge. Figura 2. Columna estratigráfica Cuenca del Golfo San Jorge.

a la primera transgresión marina del Atlántico a principios del Terciario. Completan la columna estratigráfica los grupos Río Chico (Simpson, 1933) y Sarmiento (Lesta et al. 1980). Las formaciones Chenque (Zambrano et al. 1970), Santa Cruz (Zambrano et al. 1970) y los niveles fluviales y glacifluviales de los Rodados Patagónicos, de edad Pliocena a Pleistocena (Fig. 2). Las fallas principalmente son extensionales y de rumbo oeste-este, consideradas de vital importancia en la generación de trampas y como vías de migración en toda la cuenca. Éstas se disponen en forma escalonada hacia el centro de la cuenca y al reactivarse durante el pulso extensivo cretácico formaron sistemas de fallas antitéticas y sintéticas, generando anticlinales de roll-over en los depósitos del Grupo Chubut. Se describen entrampamientos combinados de tipo estructural-estratigráfico. Geología del bloque CD IV W La estructura del bloque Cerro Dragón IV W se describe como un monoclinal con pendiente hacia el sur. Presenta cierre estructural hacia el norte conformado por fallas normales E-O que se relevan entre sí. Diques verticales terciarios constituyen los límites oriental y occidental. Estos cuerpos ígneos de escaso espesor se comportan en muchos casos como sellos (Plazibat y Coluccia, 2014) (Figs. 3, 4 y 5).

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Figura 3. Mapa estructural Fm Comodoro Rivadavia. Figura 4. Atributo sísmico coherencia Fm Comodoro Rivadavia mostrando diques y fallas. Figura 5. Línea sísmica SN bloque CD IV W.

Los reservorios fluviales modelados pertenecen a la Fm Comodoro Rivadavia y zona somera de la Fm Mina del Carmen. Son canales amalgamados de dimensiones variables, presentan espesores promedios de 7 m y ancho promedio de 600 m, e intercalan sedimentos arcillosos correspondientes a planicies de inundación. Información disponible La zona cuenta con cobertura sísmica 3D (cubos de amplitudes e inversión acústica simultánea). Al momento del estudio existían 22 pozos perforados (15 productores y 7 inyectores). El promedio de profundidad es de 2000 m, dónde los pozos más profundos alcanzan niveles medios de la Fm Mina del Carmen. En cuanto a los datos de pozo, la mayoría posee registro de control geológico, perfiles eléctricos, sónicos y de resonancia magnética nuclear, testigos rotados con petrofísica básica en diferentes reservorios y datos de ensayos de terminación de pozos. Se obtuvieron dos coronas en el mismo pozo, una muestreada en Fm Comodoro Rivadavia y otra obtenida en Fm Mina del Carmen.

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Modelado geocelular de reservorios fluviales para simulación EOR, bloque CD IV W, Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge

FLUJO DE TRABAJO Modelo Estático El estudio se inició con la revisión y reinterpretación sísmica de la zona (horizontes, fallas y diques) sobre cubos de amplitudes y cubos de impedancias acústicas. Se generó un modelo de velocidades que incluyó 5 horizontes sísmicos, 6 leyes de velocidades calculadas con perfiles de pozos, picks y velocidades interválicas sísmicas (Fig. 6). A partir de este modelo y los horizontes, se construyeron grillas en profundidad y sus correspondientes polígonos de fallas. Esta información se ajustó con los datos geológicos de los pozos. Se evaluó una serie de atributos sísmicos como ser: mapas de impedancias P, impedancias S, extracción de amplitudes y probabilidad de reservorios. El análisis de los mismos concluyó que la resolución vertical sísmica no fue suficiente para identificar individualmente estos reservorios. Cabe mencionar que existe una correlación entre las altas impedancias P y la sumatoria de cuerpos arenosos de más de 20 m (Plazibat et al. 2013). (Fig. 7).

Figura 6. Cubo de velocidades sísmicas y horizontes.

Figura 7. Mapa de impedancias acústicas.

Simultáneamente se realizó la correlación de reservorios con el método “capa a capa”, utilizando los perfiles de gamma ray, potencial espontáneo y resistividad. También fueron de ayuda las mediciones de presión de reservorio, observándose continuidad de los cuerpos arenosos en el bloque de estudio. Del total de reservorios correlacionados se seleccionaron 45 para modelar, incluyendo todos aquellos en producción e inyección para la posterior simulación dinámica (Fig. 8).

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Figura 8. Correlación de reservorios fluviales.

Análisis Petrofísico Conjuntamente se realizó un estudio petrofísico que comprendió la evaluación de formaciones y la determinación de los tipos de roca para los intervalos correspondientes a las Fms Comodoro Rivadavia y Mina del Carmen. En los pozos estudiados se estimaron volúmenes de roca reservorio / no reservorio, porosidades, saturaciones y permeabilidades. La ecuación empleada para el cálculo de saturación de agua (Sw) corresponde a Dual Water y para la permeabilidad se utilizó la ecuación de Coates et al. ,1981. A partir del análisis de las evaluaciones petrofísicas y la consistencia de los resultados frente a la información de testigos corona, control geológico, ensayos y producción de pozo, se confirmó la validez de los parámetros empleados en el estudio. Adicionalmente se trabajó con la metodología propuesta por Amaefeule et al. (1993), donde se identificaron unidades de flujo. Estas unidades fueron asignadas a 4 calidades de rocas diferentes, las cuales fueron calibradas con la descripción litológica de los testigos coronas (Fig. 9). Si bien se observó una correcta calibración entre los datos de corona y la caracterización de unidades de flujo (Fig. 9), esta metodología no fue representativa en varios reservorios del total de pozos incluidos en el proyecto, donde los perfiles mostraban reservorios homogéneos con deflexiones de curvas pobres e imposibilidad de identificar unidades de flujo. Por lo que se optó por una simplificación en la determinación de facies que se menciona más adelante en el trabajo. Es importante destacar que el nivel de muestreo obtenido en las curvas de salida, luego de la evaluación petrofísica, es similar al de los registros de pozo abierto. De esta manera, es destacable que no se pierde resolución y las curvas pueden ser re escaladas al modelo construido.  

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Modelado geocelular de reservorios fluviales para simulación EOR, bloque CD IV W, Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge

Figura 9. Análisis petrofísico: se pueden observar diferentes tracks con los perfiles adquiridos en el pozo, datos de laboratorio y curvas calculadas. Los perfiles son SP, caliper, inducción múltiple, sónico y resonancia magnética. Además, se observan curvas calculadas de volumen de roca reservorio / no reservorio, porosidad efectiva, permeabilidad, saturación de agua y tipo de roca, calibrados con datos de laboratorio.

Modelo Geocelular El flujo de trabajo incluyó carga de datos, construcción del modelo estructural y la grilla geológica, carga de perfiles, definición de facies y escalado, y análisis estadístico de los datos disponibles. A continuación se realizó el poblado de facies y de propiedades petrofísicas. Finalmente se hicieron análisis volumétricos, y un escalado areal y vertical de la grilla, para el modelo de simulación dinámica. La primera etapa en la construcción del modelo geocelular consistió en ubicar arealmente el proyecto, incorporando los 22 pozos, los picks de falla, y los picks de tope y base de las 45 capas a modelar (Fig. 10).

Figura 10. Carga de datos: pozos y picks.

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Luego se incorporaron las superficies de fallas y los polígonos de los diques (a partir de estos polígonos se crearon superficies verticales para limitar la grilla). También se cargaron 8 horizontes sísmicos representativos de los marcadores geológicos (Fig. 11).

Figura 11. Superficies de fallas y de marcadores geológicos.

Con esta información se construyó el modelo estructural y se eligió un cierre arbitrario al sur a dos distanciamientos aproximadamente de la última línea de pozos. Se generaron 98 superficies correspondientes a techo y base de las capas, y a marcadores geológicos regionales. Las mismas se calibraron con los picks de pozos. Como límites superior e inferior se utilizaron dos superficies sísmicas, marcador C (Fm. Comodoro Rivadavia) y marcador U8, siendo ésta la última capa de interés del proyecto (Fm Mina del Carmen).

Figura 12. Modelo estructural

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Figura 13. Construcción de superficies.

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Modelado geocelular de reservorios fluviales para simulación EOR, bloque CD IV W, Yacimiento Cerro Dragón, Cuenca del Golfo San Jorge

Para la construcción de la grilla, se eligieron celdas de 25x25 m. A partir de las superficies, se generaron los horizontes que sirvieron para delimitar zonas. Estas zonas se subdividieron en layers con los siguientes espesores verticales según el fluido: agua 1 m, petróleo 0,5 m y aquellas destinadas a inyección TAP 0,25 m de espesor (Fig. 14). No es posible definir el contacto de fluidos dada la poca potencia de los reservorios.

Figura 14. Generación de zonas y Layering vertical.

Posteriormente se procedió al escalado de perfiles procesados con diferentes métodos estadísticos, según la propiedad pertinente. Para definir las facies a poblar, dadas las dificultades que presenta el tipo de reservorio, se optó por realizar una primera clasificación en reservorio - no reservorio. La determinación de cutoffs se realizó con el gráfico de Buckles, a partir del análisis conjunto de los datos petrofísicos y la información de producción. Se establecieron valores de corte diferenciados para cada unidad: para la Fm Comodoro Rivadavia, los valores de porosidad efectiva corresponden a valores mayores a 8%, los de saturación de agua a menos de 70% y la saturación de agua irreductible alrededor del 18%. A su vez, para la Fm Mina del Carmen, los valores de porosidad efectiva corresponden a más de 9%, los de saturación de agua a menos de 70% y la saturación de agua irreductible alrededor de 23% (Fig. 15). A partir de un crossplot VCL vs PHIE vs K se identificaron tres facies diferentes dentro del reservorio. De acuerdo con la calidad petrofísica se las denominó de la siguiente manera: F3 a la mejor, F2 a condiciones intermedias y F1 a la de menor calidad. Las facies identificadas se escalaron a la grilla. Se realizó un análisis de datos: para las facies escaladas se realizaron curvas de proporción

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Figura 15. Relación de Buckles para la Formación Comodoro Rivadavia y valores de cutoffs correspondientes.

vertical, y para los valores de porosidad y permeabilidad, variogramas y transformaciones (trend, normal score). El modelo de variograma se seleccionó con el vertical, y los rangos horizontales de acuerdo al conocimiento geológico de los reservorios fluviales característicos de la cuenca. Modelado de Reservorios y Facies Inicialmente se realizó un modelado reservorio - no reservorio con simulación por objetos. Se utilizaron diferentes parámetros de canales obtenidos de mediciones estadísticas en afloramientos y de observaciones en diversos proyectos de recuperación secundaria vecinos. Se buscó el mejor ajuste a lo observado en los pozos para cada uno de los reservorios (Fig. 16). A continuación se modelaron las facies en forma jerárquica (Figs. 17 y 18).

Figura 16. Modelado de reservorios.

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Figura 17. Modelado de facies.

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También se tomaron en cuenta los datos de trazadores y de ensayos de terminación de pozo para seleccionar parámetros de orientación de canales.

Figura 18. Sección vertical indicando facies pobladas en capa. Figura 19. Vista 3D de la grilla completa con las facies pobladas.

Modeladas las facies, se realizaron los poblados de porosidad y permeabilidad por simulación. El poblado de porosidad se condicionó utilizando las facies, mientras que el poblado de permeabilidades se cosimuló con el volumen de porosidad (Figs. 20 y 21).

Figura 20. Poblado de PHIE en capa.

Figura 21. Poblado de K en capa.

Una vez obtenida la grilla poblada, se optó por hacer un escalado areal llevando la celda de 25x25m a 40x40m, y un escalado vertical llevando las capas con agua de 1m a 1 layer, las de petróleo de 0,5m a 1,0m y las a tratar con TAP de 0,25m a 0,5m. También se corrieron 50 realizaciones de poblado de porosidad para hacer comparaciones estadísticas de volúmenes porales (P10-P50-P90) que pudieran ser de utilidad en la simulación.  

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MODELO DINÁMICO Conjunto de datos Para el modelo dinámico se contaba con información de producción de agua y petróleo por pozo (no hay datos de producción por reservorios), caudales de inyección a nivel capa y datos de presión en la completación. No se contaba con datos de PVT disponibles en este proyecto o en sus inmediaciones, por lo que fue necesario generar un PVT sintético. La presión inicial se calculó a partir del gradiente de presión hidrostática, la viscosidad del petróleo se obtuvo de muestras de boca de pozo y el GOR fue estimado mediante el GOR inicial proveniente de la producción de los pozos. Por último, la densidad del petróleo y el gas fueron obtenidos del promedio de datos de ensayos de pistoneo. Escalado de propiedades Se realizó un escalado de las propiedades porosidad, facies y net-to-gross. Se realizaron diferentes pruebas con distintos algoritmos seleccionándose aquellos que mejor preservaban el volumen poral del modelo generado por geología. Para la permeabilidad no se utilizó el valor escalado obtenido del cálculo de Coates ya que los valores estimados eran muy bajos e impedían que el modelo fluyera. Se exploraron diferentes opciones siendo la más simple en su manejo, para analizar sensibilidades, las relaciones K-PHIE medidas en corona (Fig. 22).

Figura 22. Leyes K-Phie construidas en base a los datos de corona, una para cada facies.

Definición de contactos agua-petróleo (Free Water Level) En la definición del Free Water level (FWL) se utilizó un contacto por capa dando como resultado 45 contactos independientes. Este punto generó un desafío no solo por la cantidad

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de contactos sino porque el software no está desarrollado para manejar contactos con capas de agua por encima y entre los reservorios de petróleo. Adicionalmente muchas de las interpretaciones de perfiles mostraban saturación de petróleo en algunos reservorios comprobados de agua. Finalmente

para

el

modelo

de

saturación se usó funciones J y contactos estimados (Fig. 23). Figura 23. Definición de FWL.

Curvas de permeabilidad relativa Las curvas de permeabilidad relativa obtenidas de los ensayos de corona mostraron una muy baja Krw, inconsistente con los datos de producción de agua durante su etapa de producción primaria. Adicionalmente hubo muestras donde se observó una disminución en la curva de permeabilidad al final del ensayo, posiblemente debido a un bloqueo del plug. Aunque los datos no fueron coherentes, el conjunto de las curvas de permeabilidad relativa respeta el tipo de roca, es decir mojables al agua, y los valores de SWIRR y SOR se tomaron como referencia.

Figura 24. Curvas de permeabilidad relativa.

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Finalmente se utilizaron 3 funciones de saturación con sus respectivas función J, una por facies. Como se mencionó, estas curvas respetan los puntos finales de un típico sistema water wet de acuerdo con los datos obtenidos en el análisis de las coronas (Fig. 24). Ajuste histórico En primer lugar se realizaron ajustes para lograr que el modelo corriera ya que había problemas de convergencia, entre ellos lo mencionado con la permeabilidad y ajustes locales en el factor de skin en algunas capas específicas. Todo esto dio como resultado el caso Base (Fig. 25), donde se observó un déficit en la producción de petróleo durante la depleción primaria y un déficit en el líquido a lo largo de toda la historia de producción. La diferencia entre el acumulado de petróleo simulado y el real era del 28%. No se observaron problemas de inyectividad en el modelo (límite de presión de inyección: 400 bar).

Figura 25. Modelo base

Optimización del modelo Se realizó un proceso de optimización y luego uno de incertidumbre, obteniéndose un caso con mejor ajuste, el cual fue utilizado posteriormente para la simulación térmica. Los parámetros considerados en este proceso fueron los puntos finales y exponentes de Corey de las curvas de permeabilidad relativa, los parámetros A y B de la función J y la correlación K-Phie. Este proceso mostró que la permeabilidad necesaria para el correcto ajuste del líquido era mayor a la establecida con los datos de corona (Fig. 26). Específicamente en la facies 3, los

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plugs muestreados fueron tomados en las zonas consolidadas y la corona contaba con zonas conglomerádicas altamente friables imposibles de muestrear, por lo cual era esperable que en dichas zonas el valor de permeabilidad sea mayor a los muestreados.

Figura 26. Histogramas de permeabilidad para las diferentes facies, caso base y caso optimizado.

El caso optimizado no logró reproducir al mismo tiempo el petróleo de primaria y el barrido por secundaria con el mismo set de datos dinámicos para ambos procesos. Si consideramos solo la etapa de inyección de agua, se logró un ajuste global del líquido aceptable y un muy buen ajuste de la producción de petróleo. Finalmente la diferencia entre simulación y producción histórica acumulada se redujo a menos del 8%. Este modelo fue luego utilizado para la simulación térmica (Fig. 27).

Figura 27. Caso optimizado. Figura 28. Correlación entre presiones medidas en los reservorios y presiones simuladas.

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La simulación se realizó mediante ajuste de líquido. Igualmente al analizar la presión de los reservorios, se obtuvo una aceptable correlación entre la presión medida en pozos y la presión de simulación. Sin embargo, se observaron algunas capas con presión de simulación por debajo de los datos registrados en pozo (Fig. 28). Predicción Para la generación del pronóstico de continuidad en las condiciones operativas actuales, se tomaron las siguientes consideraciones: inyección constante del último mes, control por BHP utilizando el dato del último mes y no se limitó la producción por RAP ni mínimo de caudal (Fig. 29).

Figura 29. Predicción.

CONCLUSIONES Se logró un modelo estático y dinámico que permitió realizar una simulación térmica posterior para el diseño y evaluación de distintos escenarios de recuperación terciaria por inyección de TAP. La construcción de los mismos fue posible gracias a un trabajo de detalle multidisciplinario donde se integró información sísmica, geológica, petrofísica, datos de producción y completación de los pozos. El estudio representó un desafío no solo por la variabilidad presente en reservorios de tipo fluvial sino también por el uso del software, ya que el mismo no facilita el manejo de reservorios de bajo espesor y gran cantidad de capas, lo que implicó retrabajos y búsquedas de alternativas.

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A su vez se logró una curva de aprendizaje para el modelado de futuros estudios en GSJ y el modelo obtenido será utilizado como base para el diseño de proyectos de EOR en Cerro Dragón. AGRADECIMIENTOS Agradecemos a Pan American Energy por permitir la publicación del trabajo. A Alejandra Alonso (PAE) por la transmisión de conocimientos y dedicación. A Gabriela Arostegui (Schlumberger) y Fernando Tuero (VYP Consultores) por la colaboración técnica durante el estudio. REFERENCIAS CITADAS Amafeule J., A. Mehmet, T. Djebbar, D. Kersey, D.

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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RECUPERACIÓN SECUNDARIA EN RESERVORIOS MULTI-CAPA CON PETRÓLEO VISCOSO. ÉXITOS, FRACASOS Y RECOMENDACIONES Victoria Chevalier1, Daniela Van Wyk1, Luciano Minor1 1: YPF, [email protected], [email protected], [email protected]

Keywords: recuperación secundaria, petróleo viscoso, distanciamiento, ambientes, mecanismo de drenaje, Cuenca del Golfo San Jorge

ABSTRACT Secondary recovery in multi-layer reservoirs with viscous oil. Successes, failures and recommendations. Combining the theory that pursues the maximum recovery factor and maximum profitability is not always an easy task, especially in highly viscous oil reservoirs. In order to avoid channeling and minimize viscous fingering (neither easily reversible), in fields with an adverse mobility ratio, recommendation tends to low injection rates, but how low is low? Which is the equilibrium between ultimate recovery loss due to a high injection rate, and time of recovery that maximizes profitability? Are there other variables that interfere in the former equation? How could these be manipulated? The Manantiales Behr Field located 35 km in the NW direction from the city of Comodoro Rivadavia, on the northern flank of the San Jorge Gulf Basin (Figure 1), combines highly viscous oil reservoirs with considerable petrophysical heterogeneities and compartmented reservoirs. There are several waterflooding projects in the zone with different injection history and results. The WF Zone named 1 was initiated in 2010. This project (with estimated 200 cp viscosity oil) showed a petroleum loss in response to water injection. Injection rate was initially calculated following traditional theories (Mobility ratio 20 aprox). Inclinándose los técnicos, en general, a mecanismos de EOR más caros tales como la recuperación Termal o Polímeros. Pero estos mecanismos no son siempre aplicables, y no necesariamente son los más rentables. Esta combinación se da particularmente en ambientes fluviales multiepisódicos, de canales amalgamados, donde los reservorios no tienen el espesor necesario o no son lo suficientemente someros ni continuos para aplicar las técnicas avanzadas de EOR; como es el caso de la mayoría de los reservorios de la Cuenca del Golfo San Jorge, Argentina. Sin embargo, la inyección de agua ha probado su éxito en muchos reservorios de petróleo viscoso, especialmente en Canadá donde se ubica el 31% de las reservas de Petróleo pesado y donde se reportan incrementos de recuperación considerables como resultado del mismo (Beliveau, 2009). La discusión permanece principalmente porque todas las teorías formuladas para Inyección de agua (Buckley y Leverett por ejemplo) y las “recetas” para su implementación tienen como objetivo yacimientos cuya relación de movilidad entre el petróleo a barrer y el agua a inyectar, es igual o menor a la unidad. Asimismo: • Hay pocos casos documentados que describan en detalle el desarrollo y resultado de la inyección de agua en petróleo viscosos. • La limitada bibliografía es confusa debido al alto rango de variedad en torno a la relación de movilidades y características de los reservorios inyectados. • Hay muchos casos dónde la recuperación secundaria no muestra un pico incremental de producción de petróleo sino simplemente un cambio en la pendiente de declinación de la curva de producción y un incremento en fluido total, generando discusiones sobre su resultado real. • La comprensión de la recuperación secundaria en reservorios de alta relación de movilidades (M>20) es todavía escasa por la cantidad de mecanismos que entran en juego en la recuperación. • Es muy difícil saber el factor de recobro real ya que es complejo practicar un control de reservorios adecuado debido a la gran cantidad de reservorios en producción al mismo tiempo. El objetivo de este trabajo es exponer casos de estudio reales de la cuenca del Golfo San Jorge que nos han dejado lecciones sobre las variables a comprehender a la hora de implementar proyectos futuros y las consideraciones a tener en cuenta a la hora de evaluarlos. Las áreas evaluadas pertenecen al yacimiento Manantiales Behr cuya locación se puede apreciar en la Figura N° 1.

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Recuperación secundaria en reservorios multi-capa con petróleo viscoso. Éxitos, fracasos y recomendaciones

Figura 1. Manantiales Behr location.

Marco geológico regional Los principales depósitos sedimentarios de la cuenca corresponden a una secuencia continental cretácica de origen fluvial, fluviodeltaico y lacustre, con participación de material volcaniclástico, denominado Grupo Chubut (Ver figura 2). En este intervalo sedimentario se localizan los principales reservorios productores de hidrocarburos.

Figura 2. Columna estratigráfica de la Cuenca del Golfo San Jorge.

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Las estructuras en el área están conformadas por dos sistemas de fallas: regionales con bloque bajo buzando al sur (centro de la cuenca), y contra-regionales con rumbo casi paralelo a las anteriores y con bloque bajo buzando hacia el norte. Estos tipos de fallas generan dos tipos de estructuras visibles “Horst” y “Graben”. El sistema de entrampamiento es combinado de tipo estructural-estratigráfico. En el flanco Norte de la cuenca, la migración a través de las fallas es esencialmente vertical y en menor grado lateral por medio de estratos portadores de tipo ¨carrier beds¨ en la Fm. Comodoro Rivadavia, a lo largo de superficies de discordancia entre las Fms. Pozo D-129 y Mina Del Carmen y a través de zonas fisuradas alrededor de los planos de fallas. El llenado de los reservorios fue intermitente, con ciclos de generación-migración, alternados con procesos de alteración de los reservorios cargados. Análisis de paleocorrientes y principales direcciones de permeabilidad El análisis de paleocorrientes se realizó a partir de perfiles de imágenes, registrado en la zona, considerando los planos de estratificación cruzada. Para la Fm. Mina del Carmen, el azimut de la estratificación cruzada presenta principalmente un patrón bimodal, una moda hacia el suroeste y otra hacia el este-sureste. La Fm. Comodoro Rivadavia en cambio muestra direcciones de paleo corriente definida. principalmente hacia el suroeste (az 220°) y sur (Az190°) hacia el tope. El grado de dispersión en esta formación es menor. Finalmente, la Fm. El Trébol también muestra una dirección predominante hacia el suroeste (Az 210°). Las secciones productivas que involucran las Fm. El Trébol, Comodoro Rivadavia y Mina del Carmen se caracterizan por una alternancia de areniscas, correspondientes a cuerpos canalizados y barras de sistemas fluviales entrelazado/meandriformes, rodeados por sedimentos pelíticos de las correspondientes planicies de inundación. Particularmente a los reservorios de Fm. Mina del Carmen se le añade una componente piroclástica importante, básicamente tobas de caída y retrabajadas por los mismos sistemas fluviales, lo que genera que los mismos presenten fuertes variaciones en sus características petrofísicas, tanto lateral como longitudinalmente. Estos reservorios presentan en general, una orientación NNO-SSE y son de espesores variables. Los reservorios correspondientes a la Fm. Comodoro Rivadavia son más potentes y frecuentemente se presentan amalgamados, haciendo dificultosa su individualización como unidades independientes. Los resultados obtenidos del análisis de las presiones evidencian la presencia de discontinuidades hidráulicas entre reservorios, inclusive para capas que se presentan estratigráficamente equivalentes. Si bien, podemos considerar que se trata del mismo reservorio dada la proximidad de los

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pozos, los datos de presión y ensayos sugieren que tienen que existir discontinuidades internas. No podemos ignorar los mecanismos que controlan la dinámica de este tipo de sistemas. Los sistemas fluviales están caracterizados básicamente por la presencia de dos elementos arquitecturales principales, por un lado, los canales propiamente dichos y por otra parte los depósitos de barras que estos mismos canales generan.Ver figura 3.

Figura 3. Discontinuidades internas en depósitos de un mismo sistema fluvial (Bridge 2006).

Concluyendo, podemos inferir que la mayor permeabilidad de los reservorios estará dada en la misma dirección definida por las paleocorrientes que son N-S predominantemente. Condiciones iniciales de presión y temperatura. Características del petróleo considerando Rs La presión original de los reservorios en Manantiales Behr se encuentra regida por un gradiente similar al hidrostático en la zona de interés, variando levemente entre zonas aledañas (Gradiente de presión del orden de 0.407 Psi/ft). Esta presión se ha medido, en su gran mayoría, a través de análisis de Reservoir Formation Test (RFT) en los primeros pozos perforados y así también se ha encontrado a lo largo del tiempo reservorios nuevos con presiones consideradas originales, debido a la discontinuidad areal característica de la cuenca.

Figura 4. a: Gráfico P vs profundidad; b: Determinación de la presión de burbuja.

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En la figura 4a, se puede observar el gráfico de presiones medidas en el tiempo y la pendiente que marca el gradiente de Presión vs Profundidad. De datos obtenidos de PVT de algunas zonas (figura 4b) podemos determinar que el petróleo del área se encuentra sub-saturado con una presión original muy cercana al punto de burbuja, lo que genera que la mayoría de las zonas a inyectar se encuentre por debajo del mismo a la hora de comenzar la explotación secundaria. Asimismo, la profundidad media de los reservorios objetivos es de 1300 mbbp, con una temperatura inicial promedio de 75°C aprox, lo que genera que la temperatura inicial no sea suficiente para mejorar la viscosidad del petróleo. Los parámetros de reservorio más importantes, promedio de las formaciones bajo inyección, se exponen en la siguiente tabla:

Historia de producción Zonas de Inyección de Agua La inyección de agua en el yacimiento comenzó en el año 1977 en forma de proyectos piloto y, en principio, focalizada a reservorios someros (Formación El Trébol). La recuperación secundaria ha producido un incipiente incremental, respecto a la recuperación primaria en el área, y aún más comparando con las recuperaciones secundarias del resto de las áreas de la cuenca que tienen más de 30/40 años de historia. Esto nos da idea del potencial que tiene el yacimiento para con la inyección de agua (22% Producción de petróleo asociada a la inyección de agua/Producción de petróleo total). Zona I La inyección en esta zona comenzó como proyecto piloto considerando que la mejor forma de barrer la zona, con la intención de evitar la canalización, era inyectar desde la periferia.

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Considerando la forma de herradura de esta área se colocaron 4 inyectores en la parte baja de la estructura.

Figura 5. configuración de pattern de la Zona I.

Esta zona había acumulado, por recuperación primaria a octubre de 2003 (inicio de la inyección), un total de 452,3 km3 que representa el 15% de OOIP. Este valor representa un alto porcentaje de recuperación considerando que el petróleo producido tiene una densidad de 15 grados API, viscosidad del petróleo vivo de 225 cp y un RSi de 19, a una presión inicial de 95 kg/ cm2 y temperatura media de 80 °C. Esto puede deberse a que la Pb está muy cerca de la presión original y los reservorios se depletan bajo gas disuelto desde el comienzo. La relación de movilidades de la zona se calculó en 136 con una presión al inicio de la inyección en torno al 50% de la original y 30% por debajo de la Pb, según PVT, de 76 kg/cm2. La profundidad de inyección de la Zona I es 1600 metros (TVD). Análisis de Historia de Producción y VRR El Voidage Replacement Ratio (VRR) es la relación entre fluido producido y agua inyectada, tanto de forma periódica (VRRi, instantáneo) como el cálculo de su acumulada en el tiempo (VRRac). Los volúmenes deben ser calculados a las condiciones de presión y temperatura del reservorio. Esta relación se utiliza para medir la variación de energía en el reservorio. Por lo tanto, se analiza la evolución del VRR en la zona en cuestión (Ver figura 6). Como primera observación del resultado de la inyección de agua en la zona en los primeros momentos al inicio, no se evidencia un incremento claro de producción de petróleo, pero si puede verse una mejora en la pendiente de declinación. Posteriormente, se evidencia una clara pérdida de petróleo al incrementar la inyección por

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encima de la producción de líquido VRRi >1, y una recuperación de la curva de petróleo al bajar la inyección nuevamente a valores cercanos al valor de la producción de bruta VRRi=~1. En un nuevo incremento de la inyección, vuelve a incrementar la pendiente de declinación de la curva de petróleo, evidenciando una nueva pérdida de petróleo.

Figura 6. Evolución de la producción vs VRRi zona I.

Figura 7. Evolución de la producción vs VRRi y VRRac zona I.

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El último período se deja fuera de análisis, ya que la neta comienza a seguir la producción bruta debido a que se realizan intervenciones para incrementar la capacidad extractiva. Según se expone en la Figura 8, al realizar un análisis declinatorio observamos tres fases. La primera fase con un VRRi menor a la unidad se obtiene una mejoría al comienzo de la inyección respecto de la declinación de la zona por expansión monofásica (Área naranja bajo la curva).

Figura 8. Evolución de la pendiente de declinación en relación a tasa de inyección.

Continuando con el análisis de la figura 8: El resultado de la primera etapa (naranja), aunque por debajo de lo esperado; es positivo y puede ser rentable según las condiciones en que se plantee el proyecto original. En este contexto se analiza la velocidad de inyección. Ya que en una segunda etapa donde se incrementa notablemente la inyección (etapa azul), en lugar de mejorar se pierde petróleo y se incrementa la pendiente de declinación. Asimismo, en una tercera etapa, se comienza a reducir la inyección con valores en torno a VRRi = 1 la curva de petróleo empieza a cambiar su declinación y se recupera producción.

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Sabemos que al incrementar la velocidad de inyección se incrementan las fuerzas viscosas lo que desestabiliza aún más el frente de empuje en el caso de estos petróleos y contribuye a la generación de fingering viscoso. Esto podría explicar, en parte, los comportamientos que se muestran. Posteriormente, se analiza el comportamiento de los pozos individualmente para tratar de determinar el conjunto de causas que generaron un comportamiento por debajo de lo esperado. Como se puede observar en la figura 9, y así ocurre con la generalidad de los pozos involucrados, los que se encuentran en línea N-S de los inyectores (coincidente con la dirección de máxima permeabilidad) se canalizan casi instantáneamente con el inicio de la inyección. Incrementando notablemente su corte de agua y sin respuesta en petróleo, o pérdida del mismo. Por otra parte, los pozos productores que se ubican perpendicular a la dirección N/S, sí muestran una respuesta llana a la inyección con incremental de petróleo y sin irrupción temprana del agua de inyecciónEs destacable que la disminución de permeabilidad (producto de las heterogeneidades) dada por la orientación de los inyectores-productores incrementa la presión de la zona con una menor probabilidad de canalización.

Figura 9. Respuesta a la inyección en dirección de la máxima K y perpendicular a la misma.

Otro punto importante para destacar, que se desprende del análisis detallado del alto factor de recobro (FR), la curva de producción y la respuesta entre inyectores y productores, es la posibilidad de la existencia de empuje de agua desde un acuífero aparentemente activo.

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Recuperación secundaria en reservorios multi-capa con petróleo viscoso. Éxitos, fracasos y recomendaciones

En la figura 10 se puede observar los resultados del Balance de Materiales simulando el reservorio con un acuífero de bajo aporte.

Figura 10. Estudio que verifica la existencia de acuífero.

Los resultados del análisis estiman la existencia de un acuífero con una permeabilidad de 45 mD, lo que implica la existencia de una permeabilidad preferencial en el sentido Norte-Sur; dando aún más peso a la necesidad e importancia de ubicar los arreglos de inyección en sentido perpendicular a esta dirección, que en este caso coincide con la intrusión del acuífero. Asimismo, debe recordarse que el ingreso de fluido al reservorio por inyección debe sumarse al que ingresa naturalmente debido al aporte del acuífero existente. En estos casos el VRR calculado se sugiere sea menor a uno (ya que el caudal que aporta el acuífero y que suma para igualar el fluido producido no puede ser medido) y monitorear la variación de presión para poder determinar el caudal de inyección óptimo. ¿Qué tan importante es entonces conocer el mecanismo de drenaje de los reservorios que vamos a poner en inyección? Ya que sea por gas disuelto, expansión monofásica, empuje de agua o casquete de gas, los comportamientos esperados en la recuperación primaria como la respuesta que esperamos obtener en la recuperación secundaria y el diseño que debemos implementar en cada caso para aumentar el éxito del proyecto, va a depender en gran parte de esto. El mecanismo de drenaje del campo debe abordarse desde el comienzo del proyecto, en este caso la existencia de un acuífero, ya que esto determina la preexistencia de un mantenimiento de presión en todos o algunos reservorios de interés. Además, del control de la inyección debe existir un plan de monitoreo acorde a la complejidad del proyecto y la forma de selección de patterns en inyección deberá estar acorde a la dirección de aporte del acuífero.

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Zona II La Zona de Inyección denominada II posee una mayor extensión areal y mayor cantidad de reservorios en la vertical. Sistema Estructural de la Zona II Homoclinal buzando al SE. En la figura 11 se puede visualizar la existencia de compartimentos estancos independientes.

Figura 11. Estructura y reservorios Zona II.

La extensión areal y vertical de la zona dificulta aún más el análisis previo para determinar los puntos mencionados: • Ubicar los inyectores, asegurando el mayor volumen poral contactable perpendicularmente a las direcciones preferenciales de depositación. • La existencia de acuíferos en todos o algunos reservorios. • La velocidad de inyección. • Mecanismo de drenaje preponderante. Esta zona se comenzó a inyectar en 2010 luego de 30 años de producción primaria.

Figura 12. Curva de producción Zona II.

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Recuperación secundaria en reservorios multi-capa con petróleo viscoso. Éxitos, fracasos y recomendaciones

En la curva de producción se observa una baja pendiente de declinación inicial, debido a la perforación de pozos de primaria pero que aún se mantiene, luego de finalizado el desarrollo por primaria, a partir del 2001. Se procede a la inyección de agua mediante conversiones de pozos existentes con Patterns con un arreglo de 7 Spot Invertido y optimizar la contactabilidad de los reservorios. La respuesta que se evidencia es similar a la del Zona I como se puede observar en la Figura 13.

Figura 13. Evolución de corte de agua y la curva de producción vs VRR. Referencia del corte de agua eje secundario (el eje temporal debería tener la misma escala y nomenclatura) (Análisis de una sola capa).

En la Figura 13 se puede observar como aumenta la declinación con una clara pérdida de reservas y producción, luego de la inyección.

Figura 14. Producción de petróleo luego de la inyección vs pronóstico de primaria.

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La diferencia principal es que en este proyecto se comienza inyectando con VRRi mayor a 1 (Promedio 3) y la pérdida de petróleo es instantánea. Recién en el último tiempo, al reducir drásticamente la inyección con VRRi =0.9, se comienza a recuperar petróleo inicialmente perdido. En la figura 15 se puede observar la evolución de la presión en la capa más importante del proyecto, según su extensión areal y su reserva asociada perteneciente a la Formación Comodoro Rivadavia. La baja caída de presión en los reservorios de esta formación favorece la estimación de la existencia de un acuífero de bajo aporte. Como se ve, la inyección incrementa la presión de la capa superando la original (ver línea de tiempo). Debido a esto, se recomienda mantener un VRR menor a uno, teniendo en cuenta el ingreso de fluido al reservorio aparte de la inyección. (el proyecto inyecta el 80% del caudal en esta capa).

Figura 15. Presión en Capa Verde, donde se ve que Piny supero la Pi en 2017.

El barrido del área se produce principalmente en dirección norte sur, esto se debe a que la configuración de patterns priorizó optimizar el volumen poral contactable frente a evitar o disminuir las líneas de flujo en el sentido de la dirección preferencial de permeabilidad, establecida por la orientación del canal.

Figura 16. Inyección vs respuesta a uno y dos distanciamientos.

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Recuperación secundaria en reservorios multi-capa con petróleo viscoso. Éxitos, fracasos y recomendaciones

Por esto, los productores en primera línea se acuatizan rápidamente siendo los de segunda línea los que evidencian una mayor respuesta de producción neta y menor acuatización. En la figura 16 se muestra la inyección vs. la respuesta a un distanciamiento marcado con círculo azul y la respuesta a dos distanciamientos marcado con círculo rojo. La inyección provoca la creación de corrientes preferenciales para el pasaje del agua facilitadas por la mojabilidad de la roca (roca mojable al agua) y la viscosidad del petróleo. Además, el perfil de presiones a un distanciamiento entre inyector y productor (que se puede ver en la figura 17) varía, dependiendo de la acumulada de inyección en el pattern. Una vez establecidas estas corrientes preferenciales (canales de circulación del agua) es fácil explicar el fingering viscoso. ¿Pero qué pasa en un pozo que está a dos distanciamientos? El gradiente de Presión que se genera es aún menor (pero existe) y la circulación del agua entre los poros también; ya que la velocidad de desplazamiento es muy baja, favoreciendo el equilibrio de fuerzas permitiendo a los fenómenos capilares contribuir en mayor medida a mejorar el barrido, por lo que se asemeja a un flujo pistón (se estabiliza el frente de arrastre). Por lo tanto, es de esperar una mejor respuesta y con un menor corte de agua en pozos a doble distanciamiento (en definitiva, más eficiente).

Figura 17. Relación presión inyector-productor (Smith, 1992).

¿Cuál es entonces el VRRi que se recomienda para cada proyecto? En casos donde el mecanismo de drenaje preferencial es gas disuelto se recomienda mantener el VRRi en torno a la unidad. En casos de existencia de acuífero se recomienda determinar la tasa de inyección mediante monitoreo de la presión de la siguiente manera: Determinar como presión de referencia (Pref) la presión estática original del reservorio. Esta presión Pref. podrá ser tomada como parámetro para monitorear caudal de inyección en cada zona. Luego monitorear la presión estática (Build up y en casos monocapa se puede utilizar niveles) en pozos a 2 ó 3 distanciamientos. Entonces: Si en un futuro PPref bajar ligeramente la inyección.

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Zona III La zona de inyección denominada Zona III concentra los reservorios mineralizados en la formación El Trébol. Estos se caracterizan por su cercanía en la vertical y por el apilamiento de arenas que genera conexión hidráulica vertical en ciertas áreas. La permeabilidad es más alta que en las zonas anteriormente mencionadas y propiedades petrofísicas más homogéneas. Esta zona posee un petróleo muy viscoso con una densidad de 21 °API promedio, 90 cp de viscosidad del petróleo vivo según PVT y un Rsi de 16 m3/m3; pero así también zonas de gran extensión areal con alta permeabilidad horizontal promediando 1 a 2 Darcys.

Figura 18. Mapa de espesor permeable y configuración de pattern Zona III.

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Recuperación secundaria en reservorios multi-capa con petróleo viscoso. Éxitos, fracasos y recomendaciones

El desarrollo comenzó en 2002 con perforación de pozos para desarrollo primario con distanciamiento promedio de 300 m. Se define la secundaria en esta zona con un esquema de pozos infill (Inter distanciados a 150 m), que se plantean como productores iniciales de primaria para luego ser convertidos a inyectores. Estos pozos comienzan a perforarse en 2010 Estos pozos encuentran los reservorios de interés depletados del 30 al 40% de su presión original y comienzan con baja producción de petróleo (3 m3/d de neta promedio). Por esta razón, a los dos años (2012) se implementa la secundaria, generando patterns tendientes a seguir la configuración 5 spot, pero primando la contactabilidad de los reservorios de interés. El distanciamiento entre pozos de este proyecto es de 150 m promedio, a diferencia de los proyectos de la zona que se caracterizan por ubicarse a 300 m aprox. En la Figura 18 se puede ver el desarrollo areal de los canales y la configuración de patterns. Analizando el VRR A diferencia de las otras zonas, la inyección fue agresiva al inicio y tendió a VRRi igual 1 con el tiempo; pero en esta zona no hubo una canalización fuerte y hubo una respuesta clara del petróleo. El incremento demoro 12 meses en comenzar a notarse en la curva de producción bruta y neta.

Figura 19. Evolución de la tasa de reemplazo del volumen extraído Zona III.

Las particularidades de esta zona, respecto de las otras, son 5 principalmente: 1- La zona tiende a ser homogénea arealmente, demostrado porque todos los pozos contactan casi la totalidad de las arenas de interés, con perfiles similares y producciones similares entre los pozos del proyecto.

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2- Las permeabilidades son altas y las arenas friables de todas las arenas (Sólo se inyecta a la form. El Trébol). 3- La inyección comienza en zonas depletadas. El gas disuelto ya es despreciable, 4- No hay empuje de agua en ningún reservorio. 5- El distanciamiento es de 150 m (pozos infill) vs 300 m que poseen las otras zonas de análisis.

Figura 20. Historia de producción Zona III (mejorar el cuadro de leyendas).

Como se puede observar en la Figura 20, la sumergencia promedio de los pozos incrementa exponencialmente con el inicio de la inyección y se mantiene alta hasta haber inyectado 20% del volumen poral contactable, en los primeros dos años de inyección y en el mismo tiempo alcanza un VRRac 1.3 La alta tasa de inyección aumenta la presión de la zona, pero gracias a la deficiente capacidad de extracción, se mantiene una velocidad de desplazamiento baja; evitando fingering viscoso y la re-circulación del agua de inyección, efecto esperable en una zona con una relación de movilidades (M) de 59 en el frente. Puede tomarse como un claro ejemplo de cómo evitar canalizaciones y mejorar el recobro aplicable en zonas de relación de movilidad adversa. La disminución del distanciamiento entre I y P favoreció una mayor contactabilidad de la zona con menor recorrido del frente de arrastre. Otro punto a tener en cuenta en proyectos de este tipo, es la irrupción de agua en la vida temprana del proyecto. En la Figura 21 se observa que aún en los proyectos de mayor éxito se alcanza el 90% de corte de agua antes de que la recuperación total iguale a la mitad de la recuperación final.

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Recuperación secundaria en reservorios multi-capa con petróleo viscoso. Éxitos, fracasos y recomendaciones

Figura 21. Recuperación secundaria vs. % agua de Producción Zona III.

Análisis de Regresión con Datos actuales Analizando los comportamientos de todas las zonas en inyección, en el yacimiento con petróleo viscoso (algunas de ellas planteadas anteriormente), se intenta obtener relaciones entre los datos que clarifiquen, a grandes rasgos, las acciones a seguir.

Se analizó la relación de Recuperación secundaria total sobre Recuperación Primaria para independizarse del cálculo de OOIP debido a que el contactable varía mucho según la configuración vertical y areal de la implementación decidida por el operador. A mayor contactable no hay discusión que la recuperación final será mayor. Esta relación se graficó versus: a-Espaciamiento entre pozos, b-VRRac Como relación de VPI por falta de datos comprobables; y c-viscosidad (Figura 22).

Figura 22. Gráficos de relación %Ns/Np vs. Espaciamiento, viscosidad y VRRac.

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Como se puede observar (Fig. 22) la relación entre viscosidad y recuperación es inversamente proporcional y muy fuerte la correlación. Sin embargo, no se puede hacer mucho para mejorar la viscosidad dentro de un proyecto de inyección de agua. La correlación es más débil entre la recuperación y el espaciamiento; y lo mismo ocurre con VRRac o VPI. Sin embargo, son dos factores que podemos manejar como operadores; por lo tanto, si hacemos la relación entre los tres; considerando que VRRac es directamente proporcional y tanto Espaciamiento como viscosidad son inversamente proporcionales; vemos la resultante en la Fig. 23.

Figura 23. Relación %Ns/Np vs. VRRac/(Espaciamiento x viscosidad) (Beliveau, 2009).

La correlación mejora respecto de Ns/Np vs Viscosidad, por lo que si la zona posee una mayor viscosidad se recomienda acortar el distanciamiento entre pozos (infill drilling) y aumentar los volúmenes a inyectar totales (sin aumentar el caudal de inyección por pozo para evitar canalizaciones). De esta forma se incrementa la vida útil del proyecto. Estos serían consideraciones iniciales a la hora de inyectar agua en un área de petróleo viscoso. Una vez determinado estos parámetros se debe hilar fino y analizar los demás parámetros mencionados y que se refuerzan en las conclusiones. CONCLUSIONES La recuperación secundaria en zonas de producción de petróleos viscosos es muy diferente de aquella de petróleos livianos, sobre todo por la ineficiencia del desplazamiento, resultado de las relaciones de movilidades adversas, sumado a la presencia de reservorios heterogéneos y de bajo espesor como son los pertenecientes a los de la CGSJ.

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Recuperación secundaria en reservorios multi-capa con petróleo viscoso. Éxitos, fracasos y recomendaciones

Para alcanzar la máxima recuperación posible, se debe tener en cuenta todas las variables e intentar utilizarlas estratégicamente: • Tener en cuenta los mecanismos de drenaje primarios para cada zona en inyección. • Si el mecanismo de drenaje es empuje de agua, determinar la dirección del aporte (vertical y areal) y utilizar la misma para minimizar canalizaciones tempranas. Utilizar la presión para monitorear comportamientos, ya que hay un ingreso de fluido natural además de la inyección. • Si no hay empuje de agua inyectar, preferentemente, en dirección perpendicular a la dirección de permeabilidad preferencial. • Mantener una baja velocidad de desplazamiento en todos los casos (VRRi =< a la unidad). • A mayor viscosidad es conveniente reducir el distanciamiento entre pozo inyector y productor. Esto también aumenta la contactabilidad del volumen poral. • Monitorear pozos a dos distanciamientos si no fueron considerados en el proyecto original. • Planificar las instalaciones acordes a un manejo de alto corte de agua desde la vida temprana del proyecto para un monitoreo eficiente. AGRADECIMIENTOS Agradecemos a los colegas de YPF por su colaboración, especialmente al Ing. Juan Iriarte y al Ing. Gustavo Janzen. Asimismo, agradecemos al Lic. Marcelo Crotti y al Ing. Fernando Tuero por sus sugerencias. REFERENCIAS CITADAS Beliveau,

D.,2008,

“Waterflooding

Viscous

Oil

Reservoirs”. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/113132-MS. Bridge, J. S., 2006. ¨Fluvial Facies: Recent Develop-

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ments. Facies Model Revisited. ¨ SEPM. Special Publication N°84. Smith, G. E.,1992, ¨Waterflooding Heavy Oils¨. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/24367-MS

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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LEVANTAMIENTO Y SUBSIDENCIA SUPERFICIAL VINCULADOS A LA OPERACIÓN DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO Y GAS. CASOS DE ESTUDIO EN ARGENTINA Pablo A. Euillades1, Leonardo D. Euillades1, Nicolás Isuani2, Martín Noguerol2, Patricia Rosell2 1: I CEDIAC – FI – UNCuyo & CONICET, [email protected], [email protected] 2: I CEDIAC – FI – UNCuyo, [email protected], [email protected], [email protected]

Keywords: subsidencia, solevamiento, Yacimiento Piedra Clavada, Yacimiento Loma Negr

ABSTRACT Subsidence. Uplift. Piedra Clavada Oilfield. Loma Negra Oilfield In this study, we analyzed Synthetic Aperture Radar scenes in order to detect surface deformation associated with oil and gas production in Argentina. Processing technique is the well-known SBAS DInSAR one, which allows obtaining deformation time series showing the spatial and temporal characterization of the surface displacement with high resolution. We used scenes acquired by the Sentinel satellites (European Space Agency) between October 2014 and March 2018. Studied areas are the Loma Negra Oilfield, located in the Neuquina basin, and the Piedra Clavada Oilfield located in the Golfo San Jorge basin. We detected uplift associated with injection for oil recovery in Loma Negra, and subsidence of more than 10 cm in Piedra Clavada. Results are correlated with production data from the Capitulo IV online archive.

INTRODUCCIÓN El fenómeno de compactación de reservorios sometidos a operaciones vinculadas a la producción de petróleo y gas ha sido observado en numerosos yacimientos alrededor del mundo. Algunos casos típicos son el yacimiento de gas ubicado en Lacq (Segall et al. 1994), los yacimientos californianos de Goose Creek, Wilmington (Segall 1989), Lost Hills, Belridge (Fielding et al. 1998), y los yacimientos ubicados en la costa este del Lago de Maracaibo en Venezuela (Murria 1991). Las tasas de compactación observadas varían según el caso entre unos milímetros por año hasta varios metros por año. El mecanismo por el cual esto se produce es el siguiente: la caída de presión del reservorio vinculada a la explotación del mismo hace que el peso de las formaciones suprayacentes sea soportado cada vez más por la estructura granular de la roca; la misma se compacta como respuesta al aumento del esfuerzo efectivo (Geertsma 1973; Fredrich et al. 2000). En numerosos casos, el problema de compactación es mitigado mediante la inyección de fluidos a presión (Allen 1968; Dossena et al. 2000). Por el contrario, yacimientos en los cuales se llevan a cabo operaciones de recuperación

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secundaria mediante inyección de fluidos tales como agua, vapor o CO2, pueden presentar expansión del reservorio. Este fenómeno ha sido observado recientemente en yacimientos ubicados al Oeste de Texas (Kim y Lu 2018) y en reservorios utilizados como sumidero de CO2 (Rutqvist et al. 2010). La compactación y/o expansión del reservorio traen aparejadas variaciones de porosidad y permeabilidad, tal como observaron Vasco et al., (2008). Otras consecuencias son las roturas de pozos vinculadas a esfuerzos compresivos, tensionales o de corte (Dale et al. 1996; Fredrich et al. 2000), colapso de instalaciones en superficie, y sismicidad inducida (Segall 1989; Segall et al. 1994; Adushkin et al. 2000). Ambos fenómenos, compactación y expansión, pueden ser observados indirectamente en superficie a través de subsidencia y solevamiento de la misma por encima de las formaciones productivas. Existen varias técnicas de medición que permiten caracterizar los desplazamientos superficiales: uso de inclinómetros, construcción de monumentos medidos periódicamente mediante técnicas de nivelación o GPS, mediciones de presión de agua en el lecho marino (utilizado en yacimientos offshore) e Interferometría Diferencial (DInSAR), basada en el procesamiento de imágenes de radar de apertura sintética (SAR) (Davis et al. 2000). Las mediciones puntuales basadas en el acceso al terreno, es decir mediante inclinómetros y monumentos, proveen información de gran precisión pero en una serie acotada de locaciones. En algunos casos, las mismas también proveen información continua en tiempo real: por ejemplo inclinómetros y GPS diferencial conectados a una red de telemetría. A la vez, estas metodologías implican costos de instalación y mantenimiento. Por otro lado, la técnica basada en imágenes SAR permite medir deformación en miles de puntos sin la necesidad de acceder al terreno. El error asociado a estas mediciones depende mucho de las condiciones climáticas y de cobertura del terreno, pero se ha demostrado que pueden ser caracterizados desplazamientos menores a un centímetro (Casu et al. 2006). La ventaja de esta última metodología radica en que permite caracterizar campos de deformación con una elevada resolución espacial. El muestreo temporal depende a su vez de la frecuencia de adquisición de las imágenes SAR necesarias, que en la actualidad es de una imagen cada pocos días. Antecedentes en Argentina En el caso de yacimientos de petróleo y/o gas ubicados en cuencas dentro de la Argentina, existen pocos antecedentes en la literatura que reporten la detección de los fenómenos mencionados. Considerando que la explotación de petróleo en el país comenzó en la década de 1910 (Turic y Ferrari 2000), y que muchos yacimientos se explotan desde hace décadas mediante técnicas de recuperación secundaria, resultaba llamativo que no se hubieran manifestado fenómenos de subsidencia y solevamiento en algunos de los mismos. Es posible que dichos fenómenos no fueran

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Levantamiento y subsidencia superficial vinculados a la operación de yacimientos de petróleo y gas. Casos de estudio en Argentina

de gran magnitud y, al no provocar roturas de pozos ni de instalaciones de superficie, no llamaran la atención lo suficiente como para profundizar en su estudio. Lo cierto es que no se han encontrado antecedentes de instalación de instrumental para medir desplazamiento superficial en las zonas petroleras del país. No obstante esto, se utilizaron técnicas de Interferometría Diferencial en un área que incluye al Yacimiento ubicado en la Estructura Cruz de Piedra de la Cuenca Cuyana (Euillades et al. 2008). Los resultados, que abarcan el período comprendido entre enero de 2005 y diciembre de 2007 muestran subsidencia de aproximadamente 0,5 cm/año, con un patrón espacial que coincide con la formación productiva en dicho yacimiento. En otro trabajo los mismos autores presentaron deformación en los Yacimientos Barrancas y Tupungato (Euillades et al. 2007). Más recientemente, Isuani et al., (2017) mostraron solevamiento en los Yacimientos El Látigo y Loma Negra, ubicados en la cuenca neuquina y Euillades et al., (2017) encontraron solevamiento en el Yacimiento Lomas del Cuy de la Cuenca del Golfo San Jorge. En el presente artículo, se presentan dos casos de deformación superficial asociada a yacimientos de petróleo. En primer lugar se profundiza el análisis de los resultados reportados por Isuani et al., (2017). El segundo caso presentado es el análisis de subsidencia detectada en un sector del Yacimiento Piedra Clavada, ubicado en la cuenca del Golfo San Jorge. TÉCNICA DE PROCESAMIENTO E IMÁGENES UTILIZADAS En este trabajo se presenta la evolución temporal de deformación cortical en las áreas de interés medida mediante el procesamiento de imágenes SAR. La técnica específica utilizada es conocida como DInSAR – SBAS, acrónimo que significa Interferometría SAR diferencial mediante conjuntos de pequeña línea de base (Small Baseline Subsets), y fue desarrollada por Berardino et al., (2002). Una descripción detallada de la misma y sus potencialidades para la industria petrolera puede verse en Euillades et al., (2008). Las imágenes SAR utilizadas fueron adquiridas por los satélites Sentinel 1A y Sentinel 1B de la Agencia Espacial Europea. Se procesaron 25 escenas correspondientes al Área 1 (Loma Negra), adquiridas en pasada ascendente (de Sur a Norte) entre Octubre de 2014 y Enero de 2017. En el caso del Área 2 (Piedra Clavada), se procesaron 63 imágenes adquiridas en pasada descendente entre Octubre de 2014 y Marzo de 2018. Los datos de volúmenes de petróleo producidos y volúmenes de agua inyectados fueron extraídos de la información disponible en la página web del Ministerio de Energía y Minería de la Nación (Capítulo IV), accesible en https://datos.minem.gob.ar/dataset

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RESULTADOS Área Loma Negra El área de interés abarca la región comprendida entre los 38.74°S y 38.81°S de latitud y entre los 67.61°W y 67.69°W de longitud. La misma incluye los Yacimientos El Látigo Occidental (ELAO), Loma Negra (LNE), Anticlinal de María (AMAR) y Anticlinal de María Occidental (AMAO), tal como puede verse en la Figura 1.

Figura 1. Ubicación del Área Loma Negra. El recuadro negro identifica el área que se muestra en la Figura 2.

El Área corresponde al borde sur-oriental de la región del engolfamiento. Está conformada por una estructura anticlinal con cierre en 3 direcciones y contra una falla directa invertida durante el Jurásico medio (Pángaro et al. 2012). Las formaciones productivas son el Precuyano, la Fm. Lajas y las secciones basales y medias de la Fm. Punta Rosada. Los reservorios están ubicados a una profundidad media de 3000 m. La velocidad media de deformación superficial calculada entre 10/2014 y 1/2017 se presenta en la Fig. 2. La misma representa una tasa de desplazamiento medio anual que resultaría en el desplazamiento total observado. En este caso, presenta un patrón de solevamiento circular de aproximadamente 1.5 km de diámetro, centrado aproximadamente en la ubicación del pozo inyector SJ.RN.LN-20. La serie temporal de deformación muestra una relativa estabilidad durante el año 2015, pero a fines de 2016 comienza un proceso de solevamiento que continúa hasta el fin de los datos analizados en enero de

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Levantamiento y subsidencia superficial vinculados a la operación de yacimientos de petróleo y gas. Casos de estudio en Argentina

2017. La deformación máxima alcanza los 4 cm en esta última fecha. El inicio de esta tendencia está correlacionado en el tiempo con un aumento del volumen de agua inyectado (Fig. 3).

Figura 2. Velocidad media de deformación entre 10/2014 y 1/2017. El área en color azul presenta solevamiento. Se indica la posición de pozos productores (negro) e inyectores (blanco).

Figura 3. Serie temporal de deformación en el punto de máximo solevamiento (triángulos). Inyección de agua total en los pozos 30, 33, 34 (Fig. 2) en volúmenes acumulados mensuales.

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Área Piedra Clavada Abarca la región centrada en los 46.61°S de latitud y los 68.526°W de longitud, elongada en dirección Noroeste-Suroeste y de aproximadamente 20 km de largo por 5 km de ancho. Incluye al Yacimiento Piedra Clavada (PCL), en el flanco sur de la Cuenca del Golfo San Jorge (Fig. 4). Las formaciones productivas son la Fm. Cañadón Seco y en menor medida la Fm. Mina del Carmen (Schiuma et al. 2013). El entrampamiento es del tipo estructural en anticlinales roll-over, ubicados sobre el bloque inferior de una falla normal orientada en dirección NW-SE y con buzamiento NE.

Figura 4. Ubicación del Área Piedra Clavada. El recuadro en color rojo identifica la región presentada en la Figura 5.

Es un yacimiento maduro que se produce a través del método de recuperación secundaria mediante inyección de agua. Los niveles productivos forman parte de la Fm Cañadón Seco. El estudio realizado ha permitido detectar un patrón de subsidencia de aproximadamente 1 km x 0.5 km y de forma irregular, que está ubicado hacia el sector sudeste del yacimiento (Fig. 5). Durante el intervalo de tiempo estudiado, es decir entre Octubre de 2014 y Marzo de 2018, la velocidad media de deformación en el punto de máximo desplazamiento alcanza los 3 cm/año. Sin embargo, la serie temporal de deformación (Figs. 6 y 7) muestra que el fenómeno de subsidencia no se produjo uniformemente en el tiempo. En cambio, se observa una tasa de deformación de 8.7 cm/ año durante 2015, que se reduce a 1.4 cm/año durante 2016 y 2017 y vuelve a acelerarse en los primeros meses de 2018.

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Levantamiento y subsidencia superficial vinculados a la operación de yacimientos de petróleo y gas. Casos de estudio en Argentina

Como puede notarse a partir de la distribución de pozos en el área de interés (Fig. 5), la zona donde observamos subsidencia no tiene pozos inyectores ni productores activos directamente asociados a la misma. Los pozos productores se encuentran alrededor de la misma. El pozo YPF.SD.PC-46, cercano al punto de máxima deformación está declarado como sumidero a abandonar, y el pozo YPF.SD.PC-12, en el lóbulo SE, está abandonado. Ninguno de ellos reporta producción ni inyección durante el período estudiado según la información disponible en el Capítulo IV.

Figura 5. Velocidad media de deformación entre 10/2014 y 3/2018. El área en color rojo presenta subsidencia. Se indica la posición de pozos productores (negro), inyectores (blanco) y abandonados (rojo)

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Figura 6. Serie temporal de deformación en el punto de máximo desplazamiento (triángulos negros). Producción de petróleo (verde) y agua (celeste) acumuladas mensuales.

De los pozos más cercanos a la zona en deformación se han seleccionado tres: PAE. SC.PC-1438, BRI.SC.PC-1102 y BRI.SC.PC-1257, para observar las estadísticas de producción durante el período estudiado (Figs. 5 y 7). Nótese que en los tres casos el inicio del fenómeno de subsidencia en enero de 2015 coincide en tiempo con un aumento relativamente brusco de los volúmenes producidos, aunque en el caso del pozo 1438 el aumento de volumen producido presenta cierto retardo respecto del inicio del fenómeno de deformación. Posteriormente, hay un descenso suave de los volúmenes producidos entre 2015 y 2018 que varía según el pozo. Por ejemplo, se observa un descenso de ~2000 a 1500 m3/mes en el pozo 1438, de ~900 a 200 m3/mes en el pozo 1102 y de ~6000 a 3500 m3/mes en el pozo 1257. Este descenso en los volúmenes producidos coincide con una atenuación de la tasa de deformación. Si bien puede notarse un aumento del volumen inyectado en los tres pozos que circundan el área solevada antes del comienzo del fenómeno, el posterior descenso de volumen inyectado no correlaciona con una atenuación de la deformación superficial. CONCLUSIONES Se han presentado dos casos de estudio de deformación superficial sobre yacimientos ubicados en la Argentina. El Área Loma Negra presentó deformación positiva, solevamiento, en un punto que está ubicado en las cercanías de tres pozos inyectores de agua para recuperación asistida. La hipótesis

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Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos: Desarrollo con pensamiento No Convencional

Levantamiento y subsidencia superficial vinculados a la operación de yacimientos de petróleo y gas. Casos de estudio en Argentina

Figura 7. Series temporales de deformación en el punto de máximo desplazamiento (triángulos negros). Producción acumulada mensual, de petróleo (verde) y agua de formación (celeste).

que es posible plantear en primera instancia es que el solevamiento está provocado por la misma inyección de agua en el reservorio, en cuyo caso sería esperable que el tiempo de inicio del fenómeno esté correlacionado en el tiempo con aumento de los volúmenes inyectados, con o sin

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retardo. Aproximadamente 6 meses antes del comienzo de la deformación, en la mitad de 2015, puede verse un aumento del volumen inyectado. Posteriormente, en la mitad de 2016, el volumen inyectado disminuye significativamente, pero el fenómeno de solevamiento persiste hasta el fin de los datos analizados en enero de 2017. Esto podría indicar un retardo entre la inyección y la deformación. Esto podría ser verificado incorporando al procesamiento DInSAR nuevas imágenes para completar la serie hasta el momento actual. En el caso del Área Piedra Clavada, se observa deformación negativa, es decir subsidencia. La hipótesis inicial es que un aumento de la producción estaría correlacionado con el fenómeno observado. Sin embargo, no hay pozos productores justo encima de la región deformada. Solamente hay pozos declarados como abandonados o a abandonar, y que no informan producción desde por lo menos 2011. Es difícil explicar el origen de este fenómeno sin conocer más detalladamente la geometría del yacimiento. En este caso sería interesante procesar imágenes adquiridas con anterioridad al período observado, con el objetivo de determinar si el fenómeno es nuevo o ya se produjo previamente. REFERENCIAS Adushkin, V. V., V. N. Rodionov, S. Turuntaev, and A.

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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ENSAYO DE BARRIDO PARA MEJORAR LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO CON UN FLUIDO MULTIPROPÓSITO Esteban González1, Laura Fernández2, Sergio Abrigo1, Agustín Pizarro2, José Prieto2 1: Universidad Nacional del Comahue, Facultad de Ingeniería, Departamento de Geología y Petróleo, [email protected], [email protected] 2: Universidad Nacional del Comahue, Facultad de Ingeniería, Departamento de Química, [email protected], [email protected], [email protected]

Palabras clave: EOR, Sor, poliacrilamidas, surfactantes, barridos en medio poroso

ABSTRACT The recovery of heavy crude oil with high reservoir temperatures represents a challenge for improved oil recovery (EOR) with the application of chemical products (CEOR) as it is necessary to develop new polymers and / or their byproducts that will provide greater resistance to thermal degradation. This work focuses on the development of a multipurpose fluid consisting of a polyacrylamide (P), a mixture of surfactants (S) and an additive (A), resulting in a PSA fluid whose objective is to become a viscosifying agent, with ability to decrease the interfacial tension oil-brine and with the distinctive feature of decreasing the viscosity of the crude oil stored in the reservoir rock. The first step was to analyze the effect of the additive (A) on the rheology of the polymer-surfactant (SP) with an Anton Paar rheometer and on the interfacial tension between oil and brine with a Spinning Drop. The effect of the additive in individual form was analyzed on two heavy crude g the rheological behavior in a wide range of cut-off rates (1 to 1000 s-1) and in a temperature range (35 °C to 80 °C). From the results, a crude oil was selected and a dynamic laboratory-scale sweep test was carried out in a Triaxial cell, using a berea plugsandstone core as rock, under conditions of reservoir pressure and temperature. Petrophysical determinations carried out in the laboratory allow to have the characteristics of the porous medium, such as porosity (Φ), pore volume (VP) and absolute permeability (kabsw). As a strategy of the sweep, it was established to inject different displacing fluids having conditioned the porous medium to the residual oil saturation (Sor). The sequential injection for this test was 0.35 VP of the Polymer-Surfactant-Additive (PSA) formulation, 4 VP of the Polymer-Additive (PA) formulation and 10 VP of brine. With this injection strategy in the application of the CEOR process it was possible to recover 66.40% of Sor. With reference to the OOIP, the total recovery achieved by secondary and sequentially by tertiary was 81.50%. Resistance factors of the order of 2 are usual values for these processes and the retention of the polymer in the rock of 0.034 mg / g is within the economic margin.io

INTRODUCCIÓN La aplicación de técnicas de recuperación terciaria mediante la inyección de químicos, CEOR, está en pleno desarrollo en los yacimientos maduros de Argentina. Atentos a esta actualidad, un

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grupo interdisciplinario de investigadores de la Facultad de Ingeniería-UNC, desarrolla un trabajo conjunto de estudios de formulaciones químicas y sus aplicaciones en ensayos de barrido en medios porosos. La recuperación primaria y secundaria de petróleo logra una eficiencia combinada de aproximadamente el 45%, permaneciendo un importante remanente en el reservorio. Un aumento en la recuperación de petróleo en un futuro inmediato depende del éxito que alcancen los incipientes proyectos de recuperación mejorada (Enhanced Oil Recovery-EOR) en yacimientos con secundarias maduras. Según Sheng (2011), un proceso EOR es todo aquel proceso que tiene como finalidad cambiar las interacciones existentes entre la roca, el petróleo y la salmuera en el reservorio. En este trabajo se aplican específicamente las técnicas de desplazamiento químico, especialmente invasión de polímeros y surfactantes, con el propósito de mejorar la eficiencia del barrido y recuperar una cantidad económicamente rentable de petróleo original in situ. Estos procesos consisten en la inyección de sustancias que originalmente no están presentes en el reservorio. En la actualidad el 40 % del petróleo es producido por recuperación secundaria, pero la producción asociada se encuentra en su fase declinante. Las principales compañías han puesto su mirada en la inyección de fluidos especiales tales como polímeros y sus variantes (geles obturantes, microgeles, Bright Water), álcalis, surfactantes o combinación de ellos, estrategia conocida como recuperación mejorada por la inyección de químicos (Chemical Enhanced Oil Recovery-CEOR). La inyección de soluciones de polímeros específicamente diseñados (poliacrilamidas) es una modificación de la inyección de agua. Consiste en añadir un slug de poliacrilamidas de alto peso molecular previo a la inyección de agua en el yacimiento, estrategia que permite mejorar la razón de movilidad agua-petróleo por un aumento de la viscosidad del fluido de inyección, dando como resultado un mejor desplazamiento y un barrido más completo del yacimiento con respecto a la invasión con agua convencional. Su selección se realiza en la etapa de screening y depende de condiciones de reservorios. El producto debe cumplir con varios requisitos y la concentración a utilizar se especifica para alcanzar una viscosidad target (Levitt, D. B. and Pope, G. A. 2008). Diversos estudios han demostrado que el agregado de partículas inorgánicas en dimensiones nanométricas (generalmente óxidos metálicos, arcillas y carburos) pueden aumentar la recuperación de petróleo, a través de diferentes mecanismos, tales como mejorar las propiedades reológicas de soluciones poliméricas (Ogolo et al. 2012); modificar tensiones interfaciales agua-petróleo en sistemas con surfactantes (Suleimanov et al. 2011) o impactar en la mojabilidad de la roca del reservorio (Ogolo et al. 2012; Miranda et al. 2012; Mohsen et al. 2014). Para alcanzar el objetivo final de aumentar la recuperación de petróleo se requieren estudios previos del fluido desplazante (salmuera y/o solución polimérica), del fluido desplazado (crudo) y de su interacción, antes de proceder a estudios fluidos-roca. Este trabajo centra su interés en la síntesis y caracterización de un nuevo fluido distintivo de los

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Ensayo de barrido para mejorar la recuperación de petróleo con un fluido multipropósito

nanofluidos mencionados. Presenta objetivos multipropósito y es multifásico. Se realizanestudios de su interacción con dos crudos pesados y se investiga su capacidad de movilizar al petróleo en condición de saturación residual (Sor) por medio de ensayos dinámicos de barrido. En la formulación química del fluido multipropósito participa un componente viscosificante (polímero, P), un agente reductor de la tensión interfacial (una mezcla de surfactantes, S) y un agente reductor de la viscosidad del crudo atrapado en la roca reservorio (aditivo, A). En una primera etapa se realizan estudios fluido-fluido contactando las fases en estado estacionario. En función de los resultados hallados, se selecciona un petróleo crudo y se realizan estudios rocafluido en modo dinámico. La capacidad de aumentar la recuperación de crudo pesado con referencia a secundaria, se investiga con ensayos de barridos dinámicos en un núcleo poroso al cual se le determinan sus características petrofísicas y se lo acondiciona al estado de saturación residual de petróleo (Sor). Se propone una estrategia de inyección para el proceso CEOR, la cual se implementa en una celda triaxial a escala laboratorio a presión y temperatura que simula el reservorio. Los resultados de los ensayos de barridos permitencalcularlos parámetros indicadores quedeterminan su potencial aplicación, tales como la recuperación de petróleo, el factor de resistencia (FRPA) que da cuenta de la reducción de la movilidad de la salmuera por la adición del agente viscosificante, el factor de resistencia residual (FRRPA) que indica el daño en la formación y la retención dinámica (RD). MATERIALES Y METODOLOGÍA La Tabla 1 presenta la composición del agua de inyección (salmuera),a partir de la cual se prepararon los distintos fluidos según norma RP API 63. La Tabla 2 presenta la identificación y composición de los fluidos analizados.El fluido P es una solución polimérica (1500 ppm), de la poliacrilamida parcialmente hidrolizada FP5115VHM,cuya estructura corresponde a un terpolímero sulfonado. El polímero se dispone en forma de polvo seco, posee un peso molecular de 14 millones de Dalton y una carga aniónica entre el 25% y el 30%. Para evitar la degradación del polímero, a la salmuera se le agrega tiourea (CH4N2S) como secuestrante de oxígeno. La adición del polímero a la salmuera, cumple con el rol de agente viscosificante. A la solución polimérica se le agrega un aditivo (A), el cual se encuentra emulsificado por ser una fase orgánica, para dar lugar al fluido PA. El aditivo tiene como objetivo transferirse a la fase petróleo y disminuir su viscosidad. Este aditivo es un surfactante en una fase orgánica, de carácter confidencial. Finalmente, al fluido PA, se le agrega una mezcla de surfactantes aniónicos (S) en concentración 0,9 %, constituida por un Alcohol Alcoxi- sulfato y un Sulfonato de alquilbenceno, específicamente formulados para disminuir la tensión interfacial (IFT) petróleo-salmuera, dando lugar al fluido

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multipropósito PSA, de composición global confidencial. El fluido multipropósito presenta características que promueven la recuperación de petróleo de la roca reservorio, ya que disminuye el efecto de las fuerzas capilares por la modificación de la tensión interfacial petróleo-salmuera, presenta poder viscosificante, que favorece la eficiencia de barrido del petróleo y disminuye la viscosidad del crudo lo que permite disminuir los gastos de bombeo.

Tabla 1. Composición de la salmuera

Tabla 2. Composición de los distintos fluidos en salmuera

Para analizar el efecto de los fluidos sobre la tensión interfacial y la viscosidad del petróleo, se seleccionaron dos muestras representativas de crudos pesados, una perteneciente a la Cuenca del Golfo de San Jorge (CDS) y otra a la Cuenca Neuquina (L-04), ambas situadas en Argentina. Las muestras L-04 y CDS fueron analizadas por cromatografía en fase líquida de alta performance (HPLC) determinando los compuestos que se encuentran en el rango C9-C36. Con la información de los cromatogramas, Fig. 1 y 2, se calcularon los índices de cromatografía por el método TPH-GRO-DRO-PAHs (TNRCC1005-1006). Los cromatogramas no pueden resolver aquellos componentes de cadenas ramificadas, cíclicas o derivados oxigenados. Los índices cromatográficos calculados que permiten evaluar su origen y envejecimiento se

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Ensayo de barrido para mejorar la recuperación de petróleo con un fluido multipropósito

presentan en las Tablas 3 y 4, siendo MH el Carbono Mayoritario, LMW/HMW el cociente del menor/mayor peso molecular, CPI el índice de carbono preferencial, PRIS/FYT el cociente entre Pristano y Fitano. Según los perfiles cromatográficos, tanto la distribución equitativa de los hidrocarburos de cadena par como los valores de los índices n-C17/PRIS y n-C18/FYT para ambos crudos indican que son petróleos jóvenes. Además, los índices indican que tienen composición similar.

Figura 1. Cromatograma CDS

Figura 2. Cromatograma L-04

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Tabla 3. Índices cromatográficos de los crudos

Tabla 4. Índices cromatográficos de los crudos (continuación)

Las densidades de los distintos fluidos fueron medidas con un densímetro DMA 4500M Anton Paar y las tensiones interfaciales (IFT) con un Spinning Drop Kruss Site 100. La información reportada en la Tabla 5 muestra que ambos petróleos corresponden a la categoría de crudos pesados, y que la formulación de surfactantes (S) los afecta en forma similar, ya que reduce la tensión interfacial a valores muy próximos. El hecho de encontrar valores de IFT del mismo orden de magnitud con la misma formulación de surfactantes es notorio, ya que cada formulación se diseña específicamente para cada crudo. Este resultado se lo atribuye a la similitud en composición de los crudos. La adición del 1 % del aditivo A en la solución del surfactante da lugar al fluido identificado como SA (Tabla 2). La presencia del aditivo no modificó la IFT para ninguno de los dos crudos.

Tabla 5. Propiedades medidas de los crudos

Considerando el flujo de la solución polimérica desde el pozo inyector a través de la formación con una configuración radial, las tasas de inyección disminuyen a medida que procede la invasión y se aleja del pozo, en donde se propaga a una baja velocidad de corte. Por esta razón es necesario conocer el comportamiento reológico en un rango de tasa de corte, correspondiente al flujo en los reservorios, típicamente entre 0,1-600 s-1, según indica Walker et al. (2012). El comportamiento reológico de los fluidos P, PA y PSA (Tabla 2) fueron medidos a 95 ºC con un Reómetro Anton Paar MCR 302, utilizando la geometría CC10 y el modo rotacional. Las poliacrilamidas presentan un comportamiento no newtoniano, por lo que se barrieron tasas de

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Ensayo de barrido para mejorar la recuperación de petróleo con un fluido multipropósito

corte ( ) en el rango 0,1-1000 s-1. En particular, para evaluar las permeabilidades, las viscosidades requeridas fueron evaluadas a una tasa de corte ( ) de 7,34 s-1. Por otro lado, el comportamiento reológico de los petróleos crudos (CDS y L-04) fue medido y analizado en el rango de temperaturas 35°C a 80 °C, barriendo tasas de corte ( 1-1000

s-1.

) en el rango

La muestra fresca fue introducida en la celda de medición y la temperatura fue elevada

secuencialmente en cada medición, sin retirar la muestra del reómetro. Se realizaron ensayos de barrido a 95ºC según norma RP API 63 en un núcleo poroso patrón previamente saturado con salmuera (Tabla 1) en celda triaxial a escala laboratorio simulando al reservorio (Fig. 3), de manera de recrear condiciones dinámicas de inyección de tres fluidos:agua de inyección, PSA y PA. Como medio poroso se seleccionó un tren de testigo de tres núcleos, los cuales están constituido por una arenisca cuyo componente principal es cuarzo.

Figura 3. Celda Triaxial y núcleo de berea para los ensayos de barrido-1. Tope Fijo-2.Núcleo de berea-3. Tope móvil- 4. Tubería interna-5. Celda contenedora de 1, 2, 3, 4 y goma empaquetadora

Las permeabilidades son calculadas a partir de la ley de Darcy asumiendo flujo unidireccional e incompresible, a partir de las cuales se evalúan la relación de movilidad agua de inyección-crudo (Mwo), el factor de resistencia (FRPA) y el factor de resistencia residual (FRRPA) según API RP 63 luego del barrido con el fluido PA, a partir de las ecuaciones Ec.1, Ec.2 y Ec.3 respectivamente. Ecuación 2

Ecuación 1 Ecuación 3

donde λiw (mD/cP) es la movilidad inicial del agua de inyección, λoil (mD/cP) es la movilidad del crudo, λPA (mD/cP) es la movilidad del polímero, λPAw (mD/cP) es la movilidad de la salmuera luego del flujo del polímero, µw (cP) y µp (cP) las viscosidades del agua de inyección y polímero-aditivo (PA) respectivamente.

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La retención dinámica del polímero (RD) es un fenómeno que afecta al proceso, y es causada por la adsorción sobre la superficie del núcleo poroso y el entrampamiento mecánico en poros. Este fenómeno altera la eficiencia en el control de la movilidad, retrasa la irrupción en la salida e impacta en forma desfavorable en la economía del proceso. Su determinación se basa en la información de los perfiles de concentración del trazador y el fluido desplazante o a través de un balance de masa para el fluido desplazante, siendo la segunda metodología la implementada en este trabajo. La secuencia experimental de inyección en el medio poroso consiste en las siguientes etapas:

RESULTADOS Y SU DISCUSIÓN La Fig. 4 muestra los resultados del comportamiento reológico de los dos crudos en función de la tasa de corte para las diferentes temperaturas. Para estos ensayos los crudos no fueron deshidratados ni filtrados. El efecto de la tasa de corte en la reología de los crudos es notoria a bajas temperaturas. A la menor temperatura ensayada (35ºC) la Fig. 4 demuestra que a bajas tasas de corte, el crudo L-04 es mucho mas viscoso que CDS, pero a una tasa de corte de 60 s-1 existe una disminución notable de su viscosidad y el comportamiento se revierte. Estos resultados podrían indicar que L-04 contiene una concentración elevada de moléculas de tipo cadena paralela que se desenredan, estiran y reorientan ante la deformación aplicada. Por otro lado, es probable que CDS posea un alto contenido de compuestos de cadenas ramificadas que aumenten la resistencia a fluir. Es necesario aplicar la técnica PONA, es decir, la determinación de Parafinas, Olefinas, Naftenos y

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Ensayo de barrido para mejorar la recuperación de petróleo con un fluido multipropósito

Aromáticos, la cual no es realizada en nuestros laboratorios, para establecer una correlación entre reología y composición, Cuando aumenta la temperatura, la muestra L-04 presenta menor viscosidad en todo el rango analizado. Ambos crudos presentan un comportamiento pseudoplástico, el cual se va acercando a newtoniano a temperaturas superiores a los 65 ºC para el crudo L-04. Si bien las cromatografías realizadas no pueden resolver la presencia de parafinas ni asfaltenos, las características de ambos crudos en cuanto a color y °API indicarían su existencia. El laboratorio Gas, Petróleo y Agua (GPA) de la empresa Estudios y Servicios Petroleros S.R.L en sus Notas técnicas N° 7, 38 y 39, reporta que la viscosidad de un crudo entre 20-90 ºC se relaciona con las microestructuras del petróleo, asfáltenos yresinas, y por debajo de 20 ºC con las parafinas superiores (C15+). Además, entre 20-75 ºC la presencia de asfaltenos y/o resinas en un bitumen inducen variaciones de viscosidad de 1000 veces y en un petróleo liviano un valor de 3. Según los resultados reológicos de este trabajo, a una tasa de deformación ( ) constante de 1 s-1,

entre 35-75°C, la muestra CDS varió su viscosidad en 41 veces y L-04 en 140 veces, lo que es

un indicio de la presencia de resinas y/o asfaltenos, que producen un alto impacto en la resistencia a fluir en el rango de temperatura estudiado (35-80°C). Dado que el crudo CDS presentó mayor viscosidad, fue seleccionado para continuar con los estudios, por ser la condición más desfavorable.

Figura 4. Comportamiento reológico de los crudos CDS y L-04

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Desde el punto de vista operativo, el aditivo A debe formar parte del fluido de inyección, el cual está formado por un slug de solución surfactante-Polímero (SP) y otro slug de Polímero. Para que el aditivo (A) cumpla con el rol de ser un agente reductor de viscosidad, cuando el fluido de inyección interacciona con el crudo atrapado en los poros y gargantas porales, debe difundir desde la solución. Para analizar si existe el fenómeno difusivo se realizaron ensayos estáticos en tubos de vidrio, en los cuales, se contactaroncantidades iguales de crudo CDS y distintas soluciones. El contacto fue promovido agitando suavemente los tubos durante 5 minutos, en intervalos de media hora hasta cumplimentar las primeras 5 y luego cada 3 horas hasta cumplimentar las 24 horas. Las muestras permanecieron en estufa a 95 ºC durante el experimento. Para estos ensayos el crudo no fue deshidratado ni filtrado. Finalizado el plazo, se tomaron alícuotas del crudo y se midió la viscosidad a 95 ºC, en modo rotacional, variando la tasa de corte. En primer lugar, se contactó el crudo con la solución de surfactante (S). La Fig. 5a presenta los resultados expresados como una relación de viscosidades, siendo μ la correspondiente a la muestra luego del contacto y μ0 ladel crudo de referencia. A partir de la Fig. 5a se enuncia que cuando el surfactante (S) ingresa a la fase oleosa, no modifica la viscosidad (μ/μ0 ≈1). Por otro lado, el crudo se contactó con una solución constituida por el surfactante (S) modificado con 1% (p/p) del aditivo A, fluido SA. El aditivo es una fase orgánica, por lo que se encuentra emulsionado en la solución de surfactante, pero en forma estable. La Fig. 5a demuestra que el aditivo es capaz de difundir al crudo y ejercer el rol de agente reductor de su viscosidad. Si bien el efecto depende de la tasa de deformación, se observan reducciones desde 60% (μ/μ0 ≈0,4 a

= 1 s-1) hasta 97% (μ/μ0 ≈0,03 a

= 500 s-1).

Si bien esta reducción es excelente, el fluido SA no representa un fluido de inyección de interés, ya que por su baja viscosidad tiene asociado el fenómeno de fingering. Por esta razón, se aditivó al fluido de inyección Polímero-Surfactante con la misma concentración del aditivo para dar lugar al fluido multipropósito PSA.

Figura 5. Relación entre la Viscosidad del Crudo CDS luego de contactos con fluidos y el correspondiente sin contactar.

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Ensayo de barrido para mejorar la recuperación de petróleo con un fluido multipropósito

En esta formulación el aditivo permanece emulsionado. La Fig. 5a demuestra que el crudo contactado con esta solución también reduce la viscosidad con respecto al referente, resultando la reducción desde 34,5 % (μ/μ0 ≈0,655 a

= 1 s-1) hasta 57,5 % (μ/μ0 ≈0,425 a

= 500 s-1).

La disminución en la capacidad de actuar como agente reductor del crudo puede deberse a una menor difusividad del componente A en el fluido multipropósito, ya que la viscosidad es de 39,09 cP (a 95 ºC y

= 7,34 s-1) frente al fluido SA que resulta cercana al agua (0,49 cP a 95 ºC).

La Fig. 6 presenta el contacto entre las fases.

Figura 6. Contacto Crudo CDS-fluido PSA para analizar la migración del aditivo desde el fluido PSA

Dado que sólo se inyecta un volumen equivalente a 0,35 VP del fluido multipropósito(PSA) en el medio poroso, se decidió modificar el polímero con el aditivo (PA), porque se barren 4 VP. Con esta estrategia aumenta la cantidad de aditivo que puede interaccionar con el crudo atrapado en el medio poroso. Se analizó el comportamiento de fases y reológico del fluido PA cuando se agregó 0,5% (p/p) y 1% (p/p). Dado que el polímero es soluble en agua y el aditivo es una fase orgánica, pudo comprobarse que si no existe surfactante en la formulación, para la concentración más alta ensayada la emulsión es inestable, produciéndose agregados orgánicos y segregación de fases, convirtiendo al producto en no viable. El comportamiento reológico del polímero en función de la tasa de corte (0,1 a 1000 s-1) a 95ºC se presenta en la Fig. 7. A bajas tasas de corte presenta comportamiento newtoniano. El comportamiento pseudoplástico se desarrolla a partir de

p = 0,582 s-1, mientras que el

dilatante lo hace a partir de d = 258 s-1. El agregado del aditivo mantiene el comportamiento reológico, pero atrasa la tasa de corte pseudoplástica a p =1,50 s-1 y a p = 2,58 s-1, para 0,5% y 1 % respectivamente, sin modificar el rango dilatante. Para tasas de corte menores a 10 s-1, el aumento en la concentración del aditivo produce una disminución en el valor de la viscosidad, resultando de 17, 15 y 11 cP a = 7,14 s-1 para el polímero (P) aditivado con 0,5% y 1% (fluido PA) respectivamente.

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Por otro lado, la solución PSA resultante del agregado del surfactante (S) al producto PA con 0,5% del agente reductor de viscosidad, aumenta en forma pronunciada la viscosidad. Para bajas tasas de corte aumenta 2,5 veces, observándose una disminución de esta relación con el aumento de tasa de corte, adoptando el valor unitario en el rango de comportamiento dilatante. Además, adelanta la tasa de corte pseudoplástica a p =0,358 s-1. Este resultado indica que existe una fuerte interacción química entre el polímero y el surfactante, formando un sistema más estructurado a nivel molecular. Para realizar el ensayo de barrido, los fluidos seleccionados son el fluido multipropósito con 1% de aditivo (PSA) y el polímero con 0,5 % de aditivo (PA).

Figura 7. Comportamiento reológico de los fluidos P, PA y PSA.

Las propiedades medidas de los distintos fluidos y que son requeridas para calcular los parámetros de interés correspondientes al ensayo se barrido se presentan en Tabla 4. Tanto para los crudos como para las soluciones PA y PSA las viscosidades se informan a

= 7,34 s-1 ya que

son fluidos no newtonianos. El polímero seleccionado satisface los tests de filtración y degradación térmica, requeridos para ser considerado candidato en un proceso de recuperación mejorada de petróleo. Todas las soluciones son filtradas por membranas de nitrocelulosa de 1,2 μm previo a su inyección. Si bien, el crudo L-04 no fue inyectado en medio poroso, en la Tabla 4 se presenta su densidad a 95ºC, la cual resulta muy similar a CDS. La similitud en las cromatografías y en las densidades de los crudos podrían explicar que la formulación de surfactantes (S) disminuyan la IFT agua-crudo al mismo orden de magnitud. Este resultado es muy interesante, ya que una formulación de surfactante se diseña específicamente para un escenario salino, una composición de petróleo y el niveltérmico del reservorio. En este caso, para los dos crudos pertenecientes a diferentes yacimientos podría utilizarse la misma formulación, aunque, debe investigarse si la concentración salina es muy diferente, ya que IFT es fuertemente dependiente de dicha concentración.

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Ensayo de barrido para mejorar la recuperación de petróleo con un fluido multipropósito

En la etapa de búsqueda de la formulación de surfactantes (S), se miden las IFT´s entre la solución de S en el escenario salino y el crudo. Una vez encontrado el surfactante, debe formularse el producto polímero-surfactante (PS) e investigarse si el polímero modifica la IFT. En la Tabla 6 se presentan los valores de IFT´s para el fluido multipropósito y cada crudo, indicando que los distintos aditivos no ejercen el efecto desfavorable de incremento en esta propiedad. Para los ensayos de barrido en medio poroso el crudo CDS fue deshidratado y filtrado por membrana de 1,2 μm, previo a su inyección.

Tabla 6. Propiedades de los fluidos para ensayo de barrido

Las características petrofísicas del tren de testigos medidas en el laboratorio se presentan en la Tabla 7, donde puede apreciarse el valor de permeabilidad absoluta. Muchas de las contribuciones científicas reportan estudios del comportamiento de polímeros en sandpack y monofásicos, esto es, no existe petróleo en la roca. Este trabajo implica un gran desafío en la implementación de un proceso CEORa escala laboratorio, donde deben barrerse crudos de elevada viscosidad a la elevada temperatura de reservorio en medios porosos de permeabilidad efectiva al petróleo de valor intermedio. Puede notarse que la longitud del tren es reducida y como se informó previamente está constituido por tres plugs. En estas condiciones, los errores experimentales pueden ser inherentemente elevados, por lo que los resultados del ensayo de barrido deben considerarse como potenciales. Las dimensiones del tren tampoco permitieron instalar sensores de presión en la dirección axial del flujo, por lo que se sólo se cuenta con la presión en la cara frontal del núcleo poroso, correspondiendo a la presión atmosférica en la salida.

Tabla 7. Características petrofísicas del tren de testigos

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Habiendo cumplimentado las etapas experimentales en el núcleo poroso, se calculó que el petróleo original in situ (POIS) fue de 10 mL, Tabla 8.

Tabla 8. Resultados de los ensayos de barrido

Es conocido el hecho que la incorporación del polímero tiene como objetivo mejorar el barrido areal, para lo cual la estrategia consiste en incrementar la viscosidad del fluido desplazante para lograr una disminución de la relación de movilidad Mwo. Los valores de las permeabilidades calculadas en cada etapa del ensayo de barrido se presentan en la Tabla 8. En este ensayo, si bien aumenta la viscosidad (μPA, Tabla 6), también lo hace la permeabilidad de la solución polimérica (KPA, Tabla 8), y aun así la relación Mwo disminuye un 50 % (de 3 a 1,5). Seright y Seheult (2009) analizan las características de inyectividad de varias poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM) de diferentes pesos moleculares en medios porosos (bereas) con permeabilidades entre 100 a 551 mD. Las bereas son saturadas en diferentes salmueras, sus permeabilidades absolutas son evaluadas y luego se procede a la inyección de polímeros de concentración especificada en 1000 ppm a velocidades variables. Asumiendo que la permeabilidad absoluta del medio es constante, el factor de resistencia representa la viscosidad efectiva de la solución polimérica relativa a la salmuera en el medio poroso. Este factor aumenta conforme lo hace la velocidad del frente. Para velocidades bajas se mantiene aproximadamente constante. Además, es variable en la dirección axial del flujo, resultando mucho más elevado en las cercanías de la cara de ingreso que en la sección media o final del testigo. La velocidad del frente de 1 ft/d es baja, y para este caso Seright y Seheult (2009) y Fernández et al. (2017) reportan factores de resistencia de 71 y 82,88 respectivamente. En los ensayos dinámicos en el tren de testigo de este trabajo, sólo se puede informar el factor de resistencia en las cercanías de la cara frontal del medio poroso, ya que no se midieron presiones intermedias. A partir de la Tabla 8 puede notarse que la permeabilidad al polímero (KPA) es superior en un orden de magnitud con referencia a la efectiva inicial a la salmuera (Keiw). Como resultado, el factor de resistencia (FRPA) resulta de 2, un valor extremadamente diferente a los

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Ensayo de barrido para mejorar la recuperación de petróleo con un fluido multipropósito

encontrados en estudios de inyectividad. Este resultado se explica porque en este ensayo existe desplazamiento de petróleo, disminuyendo el Sor de 5,5 cm3 a 1,85 cm3 como consecuencia de la interacción con los fluidos PSA y PA. El fluido multipropósito es el responsable de interactuar con el crudo atrapado en los poros y disminuir la tensión interfacial, de manera de movilizar crudo en la condición de residual. El desplazamiento de crudo también explica que la permeabilidad efectiva al agua final disminuya sólo a la mitad con referencia a la efectiva inicial. Sin embargo, el valor de la resistencia residual (FRRPA) resulta similar a la encontrada en estudios de inyectividad, por lo que el daño a la formación parece ser dependiente de la inyección del polímero. La Figura 8presenta los perfiles de concentraciones adimensionalizados del polímero a la salida del medio poroso según la secuencia experimental establecida (inyección y postflush)por las dos técnicas de medición, demostrando su concordancia. La validación de la determinación de la concentración por el método reológico es de sumo interés, ya que el químico (método del yodoalmidón) no puede aplicarse a todas las poliacrilamidas, en presencia de hidrocarburos presenta interferencias, es más costoso y destructivo. Ambos métodos son imprecisos para concentraciones menores a 15 ppm. Mientras que el método químico se calibra para un rango de concentración entre 20 y 250 ppm, el reológico contempla el rango completo de concentración (hasta 1500 ppm) por lo que no se requieren diluciones, que introducen errores. Además, por ser no destructivo, pueden repetirse las mediciones de cada muestra. La importancia de una correcta determinación de los perfiles de concentración de la solución polimérica en el efluente radica en el hecho que constituyen la base para la evaluación de los parámetros que dan cuenta de la interacción fluido-roca. En este trabajo fueron la fuente de información para establecer la cantidad de polímero retenido (RD) a partir del balance de masa, resultando 0,034 mg/g (Tabla 8). Esta retención resulta ser baja considerando el elevado peso

Figura 8. Perfil de concentración adimensionalizado del polímero en el efluente del núcleo poroso.

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molecular del polímero y la permeabilidad absoluta intermedia del tren de testigos. Además, también justifica el bajo valor calculado del factor de resistencia, el cual se asocia a la adsorción del polímero en la roca. Es importante comentar que cuando comienza la etapa CEOR con la inyección de la formulación PSA, el frente de petróleo irrumpe rápidamente en la salida del medio poroso. En la Fig. 9a se presenta una fotografíadel dispositivo experimental para el ensayo de barrido y en la Fig. 9b una ampliación del separador de fases implementado a la salida del núcleo, donde se observa en el difusor la irrupción del petróleo. En este separador se mantiene la temperatura de 95 ºC con una cinta calefactora. Los ensayos de barrido con crudos pesados presentan varias dificultades a escala experimental. En el separador de fases se produce la cuantificación del petróleo recuperado, para lo cual debe lograrse una fase homogénea. Los crudos pesados, interaccionan con las paredes de vidrio y cuando se vence la adhesión ascienden por el tubo pudiendo atrapar agua debido a su elevada viscosidad. Como consecuencia, la cuantificación del petróleo recuperado puede estar sobrestimada. Por esta razón, en este ensayo en particular se agregó en el separador 1,5 cm3 de tolueno, con el propósito de disminuir la viscosidad durante el ascenso. Lamentablemente, no pudo ser monitoreada la reología del crudo a la salida, para analizar la existencia del aditivo reductor de viscosidad, ya que el crudo no era el original por la presencia de tolueno. Cuando se realizó la etapa de postflush fue notorio el hecho que el petróleo siguió siendo barrido, el cual fue recuperado en los tubos colectores de agua. Al hacer fluir la solución PSA/PA se recuperó petróleo, el 66,40% del Sor inicial, lo que equivale a un 36,50% del POIS. Por lo tanto, con respecto al proceso completo, la recuperación de petróleo por secundaria y terciaria con referencia al petróleo original in situ resulta de 81,50%.

Figura 9. a. Dispositivo experimental para el ensayo de barrido. b. Separador de fases en el efluente del núcleo poroso.

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Ensayo de barrido para mejorar la recuperación de petróleo con un fluido multipropósito

CONCLUSIONES En este trabajo se formuló un fluido multipropósito para mejorar la recuperación de crudos pesados. Un típico fluido de desplazamiento en los procesos CEOR debe otorgarle propiedades viscosificantes a la salmuera para mejorar el barrido areal y debe reducir la tensión interfacial crudo-salmuera para desplazar crudo en el Sor, características aportadas por la presencia de una poliarcrilamida y un surfactante. El fluido formulado en este trabajo además, reduce en forma importante la viscosidad del crudo en el reservorio, como aporte novedoso. Se investigó la interacción del fluido multipropósito con dos crudos, pertenecientes a la Cuenca del Golfo de San Jorge (CDS) y a la Cuenca Neuquina (L-04) y en ambos casos la tensión interfacial alcanzó valores del mismo orden de magnitud, lo que podría explicarse por la similitud en su composición en hidrocarburos lineales y su característica de crudos jóvenes, información que surge de los perfiles cromatográficos. Sin embargo, deben aplicarse otras técnicas cromatográficas de caracterización, tales como el análisis PONA, para discernir si existe una correlación entre la tensión interfacial y la distribución de los hidrocarburos alifáticos y aromáticos por tamaño de cadena. Los crudos presentaron diferencias en el comportamiento reológico, que pueden estar atribuidas a la presencia de asfaltenos y/o resinas, la que no fue resuelta en la cromatografía. El crudo de la Cuenca del Golfo de San Jorge fue seleccionado para ensayos dinámicos de barrido en medio poroso por ser el más viscoso, condición más desfavorable en un proceso de recuperación. El polímero seleccionado es resistente a elevadas temperaturas y su viscosidad se ve afectada por la presencia del surfactante y el aditivo. El aditivo es capaz de difundir hacia el crudo a pesar de la elevada viscosidad del sistema polímero-surfactante y actuar como agente reductor de la viscosidad. La estrategia de inyección propuesta de un slug de fluido multipropósito, un slug de polímero aditivado con el agente reductor y una etapa de postflush permitieron recuperar el 66, 5 % del Sor de un crudo pesado. Es muy importante repetir los ensayos de barridos incrementando la dimensión del núcleo. Considerando los resultados de los análisis fluido-fluido, a corto plazo se prevé extender los estudios de interacción entre el fluido multipropósito y otros crudos pesados. El fluido de desplazamiento presentó una baja retención en la roca y como consecuencia un bajo factor de resistencia. Estos resultados deben considerarse como potenciales. Deben realizarse varios ensayos repetitivos para analizar la reproducción de resultados. Para optimizar la recuperación de petróleo, es factible modificar la estrategia de inyección y extender los ensayos de recuperación a otros petróleos pesados y núcleos de diferentes propiedades petrofísicas. Estas etapas permitirán avanzar en la realización de ensayos en trenes de coronas y contar con

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el apoyo basado en resultados de laboratorio para aspirar a un ensayo piloto en yacimiento y la comercialización del fluido multipropósito. REFERENCIAS Dustin L. Walker, SPE, Christopher Britton, SPE, Do

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Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos: Desarrollo con pensamiento No Convencional

10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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DYNAMIC MATERIAL BALANCE IN A NATURALLY FRACTURED GAS-CONDENSATE RESERVOIR WITH WATER INFLUX: FIELD CASE STUDY Pedro M. Adrian H.1, Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno2, Ricardo M. Michel V.1, Franco F. Sivila A.1 1: YPFB Chaco S.A., [email protected], [email protected], [email protected] 2: [email protected]

Keywords: Dynamic Material Balance, Gas-Condensate, Naturally fractured reservoirs, Pseudo-steady State

RESUMEN El método de Balance de Materia es ampliamente aceptado como la técnica para determinar hidrocarburos in-situ, comparado con estimaciones volumétricas. Este requiere de análisis PVT, producción acumulada e historial de presión promedio de reservorio buscando calcular una solución significativa. En la práctica, los datos de presión pueden ser dispersos o inexistentes para un determinado reservorio debido a varias razones, tales como problemas operacionales, demanda de producción, altos caudales de agua y otros, que hacen no factible cerrar el pozo para realizar una prueba de presión. Sin embargo, las pruebas de producción y medidas de presión de fondo fluyente es información usualmente disponible. Puede ser utilizada como datos alternativos para el cálculo de volúmenes in-situ de hidrocarburos, como fue demostrado por la formulación del Balance de Materia Dinámico. Este método a pesar de estar basado en ecuaciones robustas, ha sido desarrollado considerando reservorios homogéneos. Un reservorio naturalmente fracturado puede comportarse como homogéneo, dependiendo del grado de heterogeneidad y el tiempo de producción. Métodos de análisis de producción han sido aplicados para analizar reservorios fracturados utilizando software comercial. Sin embargo, la relevancia de esta aplicación para el cálculo de volumen in-situ no ha sido evaluada todavía. El propósito de este artículo es el de evaluar la aplicabilidad del balance de materia dinámico en reservorios de gas-condensado naturalmente fracturados. Se presenta una extensión de este método para reservorios naturalmente fracturados, asumiendo un reservorio cerrado y un modelo doble porosidad de flujo interporoso pseudo-estable. Adicionalmente se describe, para el caso de estudio, una metodología práctica para corregir el volumen in-situ de gas por intrusión de agua. Los resultados confirmaron el uso de este método para la estimación de volumen in-situ en reservorios heterogéneos.

INTRODUCTION The estimation of hydrocarbon-in-place and reserves is crucial to determine the economic viability of a field development project. There are different methods that can be applied with this purpose, such as: volumetric, material balance, production data analysis, pressure transient analysis and numerical reservoir simulation. The selection of the method depends on the quantity

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and quality of available information. Conventional material balance is still considered one of the most reliable methods to estimate hydrocarbons in-place. It requires fluid properties information, cumulative production and reservoir average pressure history. The static average reservoir pressures are generally obtained performing buildup tests (which require to shut-in the well). However, the access to this information is not feasible in active water drive gas reservoirs due to drowning risk, therefore conventional material balance might not be applicable. On the other hand, modern Production Data Analysis (PDA) techniques analyze the behavior of flowing pressures (surface or bottomhole) and flow rates. This information is related to reservoir depletion assuming a pseudo-steady state flow regime, and it is used to determine hydrocarbonin-place. Nevertheless, it could be used for the case of water drive gas reservoirs. There are several PDA methods such as: Blasingame type curve, Argawal-Gardner Type Curve, NPI method, and Dynamic Material Balance. Dynamic Material Balance (DMB) was chosen for this work for being considered a type curveless and straight-forward method. DMB was founded in Blasingame and Lee work (1986), which presented an alternative approach to estimate the drainage area and shape of the reservoir for “variable rate” production data. It was based on material balance time definition, which account for changing operating conditions. Mattar and McNeil (1998) proposed the “Gas Flowing Material Balance” method for volumetric reservoirs producing at a constant rate. Next, Mattar and Anderson (2005) extended the application for variable flow rate case, under the name of “Dynamic Material Balance”. This method was developed for volumetric oil and gas reservoirs; however they suggested its application in water drive reservoirs with proper correction by water influx. Gerami et al (2007) verified the use of pseudo-time and normalized material balance pseudotime in Naturally Fractured Reservoirs (NFR). They presented a model where storativity ratio (w) is pressure dependent and varies through time. However, the error in calculation of bottomhole flowing pressures would be smaller if extrapolation is based on initial data points, close to initial reservoir pressure. Al-Reshedam et al. (2012) and Fernandez-Berrios (2012), provided examples of the application of DMB in hydraulically fractured oil wells and low permeability gas wells, respectively. Ismadi et al. (2005) compared the methods of static (conventional) and dynamic material balance and obtaining similar results. Heidari et al. (2013) presented an approach for gas-condensate reservoirs using two-phase compressibility factor (Ztp). They rewrote the equations as a function of gas and condensate rates and CVD analysis (do not require flowing pressures). Results were validated using synthetic numerical models and real field cases. Arabloo et al. (2014) defined a new adjusted pressure and a modified material balance pseudo-time as a function of the same two-phase compressibility factor.

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Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

Hosein Zareenejad et al. (2012) presented a field case study of Fetkovich, Argawal-Gardner (A-G) and Blasingame type curves to evaluate NFR. They concluded that A-G and Blasingame type curves provide acceptable values of permeability compared to transient well test analysis. In contrast, Adrian (2015) demonstrated that PDA methods, based on homogeneous reservoirs, might be applicable to evaluate reservoir parameters only in NFR with transient interporosity flow. NFR with pseudo-steady state interporosity flow requires a correction to avoid errors in the estimation of these parameters. The purpose of this paper is to describe the application of DMB to determine the OGIP in naturally fractured gas-condensate reservoirs with water influx. An extension of this method assumes a dual porosity model with pseudo-steady state interporosity flow. In addition, it describes a practical methodology to correct Original-Gas-in-Place (OGIP) by water influx using Moghadam et al (2011) method. A field case study of DMB in a NFR with water influx is presented.

METHODOLOGY Dynamic material balance was developed based on the solution of diffusivity equation for constant rate and pseudo-steady state (PPS) flow regime (Eq.1). This production scenario assumes that the reservoir limit is sealed and the pressure drop is constant through time from reservoir limit to the wellbore: (1) This equation can be expressed in the dimensional form for single gas phase, using pseudopressure and pseudo-time definitions, wellbore skin and considering volumetric reservoir, by the following equation Mattar and Anderson: (2) Naturally fractured reservoirs, requires a more complex model to account for matrix and fracture systems behavior. Several mathematical models have been proposed, however dual porosity model is still one of the more accepted and used in petroleum industry. It considers two interporosity flow models: Transient and Pseudo-steady state. Even though, transient flow is the more probable flow regime from matrix to fractures, however in late times PSS should be achieved (Lee et al 2003). Mavor and Cinco Ley (1979) agreed that PSS model is a reasonable idealization of the matrix and fracture behavior. For instance, the solutions of diffusivity equation for dual porosity systems considering a constant flow rate, PSS

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interporosity flow, and a closed circular reservoir, presented by Da Prat (1990), and including the wellbore skin would be: For fracture system:

(3) For total system:

(4) The solutions for fracture and total system can be represented by Eqs. 3 and 4 for

>0.1,

which defines the condition to reach the reservoir boundaries (dimensionless definitions in Appendix A). The application of these equations depends on the value of the dimensionless time for dual porosity system (tDf), the storativity ratio w and interporosity coefficient l. Essentially, a short time test only fracture volume is influenced by wellbore pressure drop. In contrast, a long time test, wellbore pressure behavior will be in contact with the total system volume (fractures + matrix). Storativity ratio and interporosity coefficient might be obtained through pressure transient analysis (PTA). Equations 3 and 4 can be expressed in the dimensional form through a similar procedure made by Mattar and Anderson. It considers a single gas phase, pseudo-pressure definition and volumetric reservoir. According to Gerami et al research, the difference in calculating bottomhole pseudo-pressures, for a constant or variable w, is negligible at wellbore pressures near initial reservoir pressure (which is the case of a water drive mechanism). Therefore, for this approach a constant w will be assumed: For fracture system: (5) For total system: (6)

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Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

Where: (7)

(8) n Eq. 5, the term “wG” would be the OGIP of the fracture system. Storativity ratio might be obtained from PTA, to calculate the OGIP of the total system. On the other hand, Eq. 6 is similar to homogeneous solution (Eq. 2), providing directly the total system OGIP. This would be the reason of obtaining acceptable results with the original DMB method. Simplifying the Eq. 5 and 6 by defining

and rearranging terms to express it as a

straight line, they can be written in the simplest form as presented by Clarkson (2009): For fracture system: (9) For total system: (10) Where: (11)

(12)

The value of OGIP of fracture or total system, depending on the appropriate equation, can be determined through the same iterative procedure proposed by Mattar and Anderson. For a volumetric gas reservoir the general material balance equation (Eq. 13), which relates average reservoir pressure and OGIP (G) can be used with this purpose: (13)

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Assuming a first value of OGIP (i.e. GV from volumetric method), P/Z, averages reservoir pressure and pseudo-pressure values can be calculated for each cumulative production. A plot of vs.

, will give a new “G”, that is used for the next iteration until obtain

convergence. It must be pointed out that, the estimated average reservoir pressures would correspond to the fracture system if 0.1 ≤ tDf ≤

. For the second time interval tDf ≥

, it would represent the

average values of both systems (fracture system and matrix system reservoir pressure). On the other hand, an important consideration of modern PDA methods is that formation and well properties affecting flow are constant through time (permeability and skin). Even though the skin value is considered in the solution, it seems that in PDA methods this value is almost qualitative (HoseinZareenejad et al.). In contrast to PTA, which provides more accurate values of permeability and skin, PDA methods are focused in long time production data, therefore their accuracy is related with reservoir size and shape (Khamal 2009). For gas-condensate reservoirs, the two phase compressibility factor (Ztp) is adopted for the two-phase region (below dew point pressure), to avoid understimation of GOIP (Rayes et al 1992). This includes the calculation of compressibility factor for bottomhole flowing pressures and average reservoir pressures. Heidari et al. also recommended the use of this correction. Correction for Water Influx As it is already known, an active aquifer influences the linear P/Z plot trend of volumetric reservoirs. It provides additional energy that supports the reservoir pressure, causing P/Z values to exhibit an upward trend. Therefore, the Moghadam et al. method (Advanced Material Balance) was selected to take into account water drive mechanism. This method considers deviation of P/Z values due to different production drive mechanisms for gas reservoirs such as: water influx, abnormal pressure and gas desorption. Therefore, if one drive mechanism is not present, it can be neglected from the general equation. For the case of water influx, the equation will be: (14) Where: (15)

(16)

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Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

Once OGIP (G) from DMB is obtained from using Eq. 13, P/Z and average reservoir pressures are available data. The P/Z values can be corrected due to water influx using Eq. 14, and reservoir pressure values can be used to calculate cumulative water influx (We) with any analytical water influx model (i.e. Fetkovich model). The corrected value of OGIP (G**) is related to OGIP (G), from DMB, through the following relation: (17)

Finally, a plot of

vs.

, will give the value of G**.

Field Application: Case Study The method was applied to a naturally fractured gas-condensate reservoir from Devonian age (sandstone). The structure is a faulted anticline limited by an inverse fault to the north and gaswater contact to the south. There is a fault “A” in the middle of the structure, which apparently divides the structure in two regions (“East” and “West”), nevertheless PTA confirmed that the fault has transmissibility (Fig. 1). Well 1 (West region) is approximately at 180 m from Fault “A”. The formation was classified as a naturally fractured reservoirs type “A” (Aguilera 1995) according to PTA, production trend, regional geological description of Devonian sandstones and analogy to an adjacent field that produces from the same formation. The type “A” is characterized by having fractures with little fluid storage; however they contribute to production creating a preferential flow direction. These characteristics would be equivalent to type 3 according to Nelson classification (2001). GOIP from Volumetric method (GV) There was just one well that could provide information (porosity, water saturation, net pay, etc.) for the volumetric estimation of OGIP. Unfortunately, specialized logging interpretation, pressure formation test and core analysis were not available due to operational issues. Therefore, Monte Carlo method was employed to estimate the OGIP (P10, P50 and P90), considering the total structure rock volume presented in Table 1.

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421

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Production History At the time of analysis, the field had one producing well (Vertical Well 1) and a second well was being drilled (Well 2). Therefore, the available production data to be analyzed only belongs to Well 1 without well interference which is presented in Fig. 2. Well 1 was open to production for 90 days (first drawdown test) with a maximum gas flow rate of 5.7 MMscfd and high water-gas ratio of 30 STB/MMscf (171 BPD). Then the well was shut-in (36 days) waiting for the production line to be ready for production. The longer period of sustained production was between May2012 to Jan-2013 (7.5 months, shaded-yellow area). Sub-critical flow effect (liquid load up) was identified in the last part of the test, and was considered for the analysis. As can be seen in Fig. 2 only wellhead flowing pressure was available, therefore bottomhole flowing pressures needed to be calculated. According to Coax et al (2006), four multiphase vertical flow correlations were recommended for gas wells. Gray method (1978) was selected because it provided better approximation to real data measurements (dynamic pressure surveys) performed in February and April in 2012 (Fig. 3). Data Selection for the Analysis The production data analysis focused on the second drawdown presented in Fig. 4. At the beginning of the drawdown (May2012), there is a clean-up period where gas flow rate was increasing and water rate is decreasing. It was necessary to use nitrogen to put the well back in production after the last build-up. This data was not used for the analysis because it reflects wellbore behavior. During the 7.5 months of production, Water-Gas Ratio (WGR) and Condensate-Gas Ratio (CGR) showed slightly variation through the well lifetime. WGR increases from 33 to 51 STB/MMscf and CGR decreases from 108 to 100 STB/MMscf. Static Pressure measurements Reservoir pressure was measured in three opportunities using the top perforations (4479 m) as reference depth. The first one during the DST (Pr1: 5890 psia Nov 2011), the second one after the well completion (Pr2: 5778 psia) and the third one after the first drawdown test (Pr3: 5651 psia – 5.5 days shut-in). Pr2 and Pr3 values are plotted in Fig. 3 at the gauge depth (4284 m). The drawdown test matched to a dual porosity model (pseudo-steady state matrix flow) as can be observed in the Semi log plot (Fig. 5). The following information was obtained from the PTA: k: 0.547 md; s: -4.3; storativity ratiow: 0.0427 and interporosity flow coefficient l: 6.297x10-8. As can be observed, the presence of an active aquifer is supported by water production, structural geology and the high productivity of the well despite water production. The last one is

422

Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos: Desarrollo con pensamiento No Convencional

Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

related to an external pressure support, confirmed by Cole diagnostic plot (Pletcher 2002), using the available reservoir pressures (Fig. 6). Additional reservoir and aquifer information is presented in Table 2. Dynamic Material Balance with water influx The first step was to determine which equation to apply according to the value of dimensionless time for a production time of 7.5 months (227 days). The corresponding dimensionless time and term

were 8.22 × 106 and 11.16 respectively for a wellbore skin of “-0.5” (indicating also well

stimulation). In this case, dimensionless time is greater than

=6.49 × 105, therefore the

time was enough to reach the pseudo-steady state of the total system and Eq. 10 must be applied. The use of the exact wellbore skin value from PTA (s: -4.3), result in a lower value of dimensionless time (2.76 × 103), indicating that the well was still producing from the fracture system which is not true. Fig. 5 indicates that the pressure transient has reached the total system pseudo-steady state in approximately 27 days and the PDA was performed in 227 days. In addition, a negative near zero skin assumption was adopted due to the fact that skin factor is likely to change over time (Khamal). It is usually a tuning parameter in numerical simulation; hence would be a valid assumption (Clarkson). As is it already known, DMB is an iterative method to estimate the OGIP. The starting point for the iterative process is Eq. 13, in which an initial estimate of GOIP is required. An initial value for the iterative procedure could be GV: 5.5 Bscf, corresponding to a P50 value of total structure (Table 1). A general flowchart of the process is presented in Fig. 7. Next, the average reservoir pressure and its corresponding fluid properties can be estimated. A plot of vs.

will help to confirm the value of OGIP without water influx correction (G), as

can be seen in Fig. 8. Next, the calculated average reservoir pressures were used to calculate the water influx (We). For this example, a finite aquifer model was selected (Fetkovich) to calculate water influx at each time. Finally, corrected values of P/Z, denominated (P/Z**), can be calculated through Eq. 14. The Z factor used was the two-phase values obtained from the PVT analysis and condensate equivalent was considered to calculate the total gas flow rate and total cumulative gas. A plot of

vs.

, would help to determine the corrected

OGIP (G**: 3.92 Bscf), as can be seen in Fig. 8. Additionally, a P/Z and P/Z** plot can be constructed from the data obtained (Fig. 9).

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Discussion: An extension of Dynamic Material Balance method for volumetric naturally fractured reservoir was proposed, assuming a pseudo-steady state interporosity flow and a closed reservoir. It considered a constant storativity ratio providing two possible results depending on dimensionless time, storativity ratio and interporosity coefficient. Both solutions present a similar format compared with homogeneous solution. In the first case, the bottomhole flowing pressures were influenced only by fracture system. Consequently, caution must be taken in reporting the OGIP obtained as a total reservoir volume. For the second case, bottomhole flowing pressures was influenced by the total reservoir system (matrix + fractures). Consequently, for this approach the average pressure will represent the fracture system average pressure or the total system average reservoir pressure, respectively. The field case study presents an example of the total system behavior. The dimensionless time (tDf), was calculated assuming a near zero skin (s: -0.5). Permeability and skin obtained from PTA are more accurate than PDA estimation. PTA correspond to a specific time in well lifetime, nevertheless PDA would give an average value of permeability and skin factor of all drainage area of a longer production time. The OGIP calculated through the iterative DMB process for NFR, was corrected by water influx (G**: 3.92 Bscf). The Moghadam et. al method was selected for the versatility to obtain a corrected value graphically. This result is in the same order of greatness compared with Monte Carlo estimation (2.9 – 9.2 Bscf). In November 2013, conventional material balance (Fig. 10) was updated after well 1 and 2 have stopped production due to high water-gas ratio (around 500 bbl/MMscf). The calculated OGIP was 4.23 Bscf considering a Carter-Tracy radial aquifer model. The cumulative production was 2.7 Bscf with a recovery factor of 63.8%, consistent with typical values of water drive mechanism in gas reservoirs. The result was decisive in the development strategy of the field, avoiding the decision of an infill well. From the authors’ point of view, DMB is an excellent alternative to determine the OGIP of gas-condensate in NFR with water influx, especially in absence of measured reservoir pressure. Conclusions: The paper discusses the applicability of Dynamic Material Balance in Naturally Fractured Reservoirs with water influx. The main conclusions are as follows: -

Dynamic Material Balance was successfully applied to a gas-condensate naturally fractured. The proposed extension of this method for dual porosity system was validated with the field case study.

424

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Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

-

The estimated Original Gas-in-place might represent the fracture system volume or the total system volume depending on the cumulative time of the production data and reservoir heterogeneity. Additional care must be taken to verify this condition to avoid underestimation of OGIP.

-

A practical methodology to correct the estimation of Original-Gas-in-Place due to water influx was described for the field case study. Results were coherent volumetric and material balance estimation. In a future work, we would like to continue to explore the solutions for transient interporosity

flow in Dynamic Material Balance. ACKNOWLEDGEMENT The authors wish to thank CAPES, YPFB Chaco S.A and the Division of Petroleum Engineering/DEP-FEM-UNICAMP for their support in this work. The authors also thank David Anderson for his helpful comments. NOMENCLATURE a

Shape factor of the model

bg

Gas volumetric factor (cf/scf)

bo

Oil volumetric factor (bbl/STB)

bw

Water volumetric factor (bbl/STB)

f

Effective Porosity

ff

Fracture Porosity

fm

Matrix Porosity

w

Storativity Ratio

l

Interporosity flow coefficient

∆Vwip

Change in volume cause by water encroachment, (bbl)

mg

Average Gas Viscosity (cp)

mo

Oil Viscosity (cp)

bpss

Inverse productivity index (psi²/cp / scf/day)



Inverse NFR productivity index (psi²/cp / scf/day)

A

Area of the reservoir (ft²)

CVD

Constant Volume Depletion

CA

Dimensionless pseudo-steady state shape factor

ct

Total compressibility (psi-1)

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425

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cg

Gas compressibility (psi-1)

cp

Effective pore compressibility (psi-1)

ctf

Total Fracture Compressibility (psi-1)

ctm

Total Matrix Compressibility (psi-1)

Cwip

Change in relative volume caused by water influx and water production

DMB

Dynamic Material Balance

G

Total Original-Gas-In-place without correction by water influx (Bscf)

wG

Original-Gas-In-place of the fracture system without correction by water influx (Bscf)

G**

Corrected Original-Gas-In-place by Water Influx (Bscf)

Gp

Cumulative produced gas

GV

Original-Gas-In-place from Volumetric Method (Bscf)

h

Net thickness (ft)

k

Effective permeability of the gas (md)

kf

Fracture permeability (md)

km

Matrix permeability (md)

m(Pi )

Initial Pseudo- Pressure (psi²/cp)

m(Pwf )

Bottomhole flowing Pseudo-Pressure (psi²/cp)

m( )

Average Pseudo- Pressure of Total system (psi²/cp)

N

Number of data points

NFR

Naturally Fractured Reservoirs

OGIP

Original-Gas-In-place (Bscf)

Pi

Initial Pressure (psia)



426

Average Pressure of Total system (psi)

Psc

Standard condition Pressure (14.65 psia)

Pwf

Bottomhole flowing pressure (psia)

PwD

Dimensionless pressure at the wellbore

PfwD

Fracture dimensionless pressure

PDA

Production Data Analysis

PPS

Pseudosteady State

PTA

Pressure Transient Analysis

q

Oil rate (STB/d)

qg

Total Gas Rate (Including Condensate Equivalent) (MMscf/d)

QN

Normalized cumulative production

re

Reservoir drainage radio (ft)

reD

Dimensionless radius

rw

Wellbore radius (ft)

rwa

Effective wellbore radius (ft)

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Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

Sgi

Initial gas saturation

s

Wellbore skin

t

Time (day)

tca

Normalized material balance Pseudo-time

tD

Dimensionless time

tAD

Dimensionless time based on area

tDf

Dimensionless time for dual porosity system

ts

Stabilization time (hr)

T

Reservoir Temperature (°R)

Tsc

Standard Condition Temperature (520 °R)

We

Water encroachment volume (bbl)

Wp

Cumulative water produced (STB)

Z

Compressibility factor

Z**

Corrected compressibility factor by Water Influx

Z tp

Two-phase compressibility factor

Sub-index i Initial j

Number of data point of each iteration

k

Number of OGIP value for each iteration

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Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

APPENDICES Appendix A: Dimensionless variables definition (Da Prat): (A-1) (A-2) (A-3) (A-4) (A-7) (A-8)

Appendix B: Development of Dynamic Material Balance for Naturally Fractured Reservoirs (Pseudo-steady state matrix flow and closed reservoir). The dimensionless solution of diffusivity equation for NFR at constant rate for the case of matrix pseudo-steady state flow regime and close reservoir, including wellbore skin, is given by (Da Prat): For fracture system: (B-1) For total system: (B-2) Where: (B-3)

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(B-4) Using de dimensionless definition for dual porosity model, effective radius definition and considering a circular reservoir, Eq. B-1 and B-2 could be written for oil reservoirs as: For fracture system: (B-5) For total system: (B-6) Where: (B-7) For gas wells, it is applied the definition of pseudo-pressure to account variations in gas properties: For fracture system: (B-8) For total system: (B-9) Where: (B-10) According to Warren and Root (1963) definition of matrix and fracture compressibility, they can be approximated to the gas compressibility for being greater compared with the other terms of the equation (for normally pressured reservoirs): (B-11) (B-12) Next a similar procedure presented by Mattar and Anderson can be applied to Eqs. B-8 and B-9. They considered a volumetric gas reservoir and used definition of normalized material balance pseudo-time for variable flow rates: For fracture system: (B-13)

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Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

For total system: (B-14) Where: (B-15) (B-16) (B-17) (B-18) Eqs. B-13 and B-14 can be simplified by defining

and

:

For fracture system: (B-19) For total system: (B-20) Where: (B-21) (B-22)

Rearranging terms and expressing Eqs. B-19 and B-20 as a straight line, the final form would be: For fracture system: … (B-23)

For total system: (B-24)

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Appendix C: Tables

Table 1. Volumetric estimation using Monte Carlo method. Total structure (West + East).

Table 2. Reservoir and Aquifer general information.

Appendix D: Figures

Figure 1. Structural map of the Field under study, considering both regions (West and East).

432

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Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

Figure 2. Complete production and pressure history. Well 1.

Figure 3. Bottomhole flowing pressure calculated and compared with measured data. Well 1.

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Figure 4. Selected production data from Well 1.

Figure 5. Pressure transient analysis of the first drawdown (dual porosity model and PPS). Well 1.

434

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Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

Figure 6. Cole Diagnostic plot to determine water influx strength. Well 1.

Figure 7. Flowchart of the calculation process.

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Figure 8. Dynamic material Balance plot to determine the Corrected Gas-in-Place (G**).

Figure 9. Calculated P/Z and P/Z** Plot of the Field Case Study.

436

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Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study

Figure 10. Conventional P/Z plot of the Field Case Study.

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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IMPLEMENTACIÓN DE MEDICIONES DE SATURACIÓN RESIDUAL EN CAMPO CON TRAZADORES PARTICIONABLES Lucas M. D. Ortiz1, Yamila G. Nuñez1, Ezequiel Alvarez Gomez1, Antonella Camusso1, María Victoria de la Fuente1, Carlos A. Somaruga1, Andrés López Gibson2, Silvio Figliuolo2, Leticia Legarto2, Damián Llanes2 1: GMP - Universidad Nacional del Comahue, [email protected] 2: YPF S.A., [email protected], [email protected] 3: Y-TEC S.A., [email protected], [email protected]

Keywords: Trazador, Saturación Residual, SWCTT, Partición, Coeficiente de Partición

ABSTRACT Determination of residual oil saturation in oil-field using partitionable tracers The residual oil saturation (Sor) of a reservoir represents the productive limit to a specific recovery process (Water Flooding or Chemical Enhanced Oil Recovery, CEOR). Single Well Chemical Tracer Tests (SWCTTs) are often used to assess Sor in a region as far as 7 meters from the wellbore. Assess of Sor can be done before and after an CEOR process injection to determinate its efficiency. The technique is based on the chromatographic separation of oil-water partitioning tracer and nonpartitioning tracer. Detection and quantification of tracers are performed by gas chromatography. In 2015, YPF carried out the first SWCTT in Argentina at Chihuido de la Sierra Negra field, Neuquén province. The second SWCTT was carried out in 2017 in the same field. These operations provided the opportunity to couple and deploy laboratory and field activities together with YPF, Y-TEC and Comahue National University (UNComa) to achieve technical understanding and advance the technology local replication. Both tests allowed understanding and overcoming the operational difficulties and challenges of this kind of operation. The project consists of: 1. Understanding the physics and chemistry related to the test, in order to develop a local service of measurements and interpretation. 2. Understanding process and operations involved on the test leading to a possible implementation of this services on the field. 3. Implement a commercial service applying this technology. 4. Investigate, develop, and optimize new alternatives and applications. During the previously mentioned operations, YPF and Y-TEC were responsible of well selection, logistics, operations, and execution of each SWCTT. The determination of tracer’s concentration via HS/GC/FID and the interpretation of results were done by GMP group from UNComa. GMP’s laboratory is located at a distance of 350 kilometers from the tested wells. Therefore, a procedure to preserve samples during transport was necessary. The processing of results was done by two methods: One using theoretical models (MatLab algorithm) and the other one using numerical simulation (software). Both results were compared to get a better insight on the techniques. In addition, partition coefficient and kinetic coefficient of the tracers were determined for specific conditions of the tested wells. Local development of SWCTT‘s technology is a unique opportunity because it’s becoming a best practice to assess the residual oil saturation in the field. The purpose of this paper is to share experiences and results obtained from four partitioning tracer tests executed on two different wells in Neuquén, Argentina.

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INTRODUCCIÓN La saturación residual de petróleo (Sor) representa la fracción del volumen poral ocupada por petróleo luego del desplazamiento del mismo con un fluido especifico, comúnmente agua. La Sor es uno de los parámetros que determinan el potencial productivo y el valor económico de un yacimiento candidato a producir por recuperación secundaria y/o terciaria. Es habitual considerar que un yacimiento maduro, en su etapa final de recuperación secundaria, aún mantiene más de un tercio del petróleo original el cual sería recuperable por algún proceso de recuperación mejorada (enhanced oil recovery o simplemente: EOR). Existen diversos métodos para evaluar la Sor. La determinación insitu (en campo), aquí propuesta, constituye un mejor enfoque particularmente cuando se requiere seleccionar métodos de recuperación mejorada. Cuando la determinación se realiza en celdas de laboratorio con núcleos de campo, el valor de Sor pierde considerablemente representatividad respecto de las condiciones de campo (Salathiel, 1973). El valor de Sor es diferente para los distintos tipos de roca, a su vez depende de las propiedades de interacción petróleo-agua, así como también de condiciones dinámicas, y si nos referimos a procesos en reservorios se deben considerar los factores estructurales. De manera que lograr una predicción confiable de Sor con exactitud a través de un modelo es algo difícil de lograr. Es importante agregar que dada la heterogeneidad geológica, y en pos de la optimización de la recuperación de petróleo es conveniente sólo tomar valores de saturación para una región representativa del campo. Los ensayos Single Well Chemical Tracer Test (SWCTT) requieren medir el retraso que experimenta un trazador particionable respecto a uno no-particionable en su viaje a través de una roca saturada con agua y petróleo residual (inmóvil). Para evidenciar este retraso es necesario que ambos trazadores inicien su recorrido desde el mismo punto de partida. En un ensayo de pozo único, el punto de partida debe ser el interior del reservorio y el de finalización, la salida del mismo pozo. Esto exige que uno de los trazadores deba ser generado en el punto de inicio. Los primeros experimentos a escala de laboratorio que usaron una reacción química para producir un trazador insitu, fueron reportados por Deans (1967). La propuesta fue inyectar un banco de acetato de etilo en una capa de arena que contenía hidrocarburo líquido a saturación residual. Al ser contactada el agua, por el banco de éster, se desarrolló la reacción de hidrólisis, produciendo alcohol etílico y acetato de sodio. La separación entre los dos picos de los registros de concentración de ambos compuestos en su viaje hacia el pozo se utilizó para determinar el valor de Sor. En la actualidad el método de determinación de la Sor por SWCTT, ha evolucionado en cuanto a complejidad, pero siempre basado en los ensayos iníciales postulados en 1967. Esquemáticamente, un ensayo SWCTT a escala campo consta de cuatro períodos, tres de los cuales se aprecian en la Fig. 1 (Las etapas mostradas en la figura son ideales, es decir no representan

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Implementación de mediciones de saturación residual en campo con trazadores particionables

las alteraciones de la realidad como puede ser la retención y reacción del compuesto durante su inyección/producción). Período de consolidación de la Sor: se inyecta un volumen suficientemente grande de agua de recuperación secundaria o agua con aditivos (EOR) tal que se garantice un valor de Sor propio del tratamiento y desplace todo el petróleo móvil en esas condiciones en la zona a ensayar. Período de inyección: Se inyectan en el pozo el trazador primario y un trazador de balance de masa. Comúnmente estos son un éster-alquilo y un alcohol respectivamente. Posteriormente se inyecta un volumen de empuje, compuesto por la misma agua del período anterior y el alcohol de balance de masa, para llevar al éster hacia el interior, lejos del pozo. El trazador de balance de masa comúnmente es un alcohol no soluble en la fase oleosa, y se utiliza para poder diferenciar el agua de formación con la inyectada durante este período.

Figura 1. Etapas de un ensayo SWCTT ideal. A) Inyección, B) Cierre, C) Producción.

Período de cierre: Comienza una vez finalizadas las inyecciones antes mencionadas. En este período se produce la reacción de hidrólisis del éster, formando un nuevo trazador alcohol.

Figura 2. Reacción de hidrólisis ácida del éster formiato de etilo entregando etanol y ácido Fórmico.

La velocidad de la reacción dependerá de las condiciones de la capa del reservorio, sobre todo de la temperatura y el pH (Begum S., 2001). Es por esto que es complejo determinar un tiempo exacto de la duración para este período. Es común que se otorguen entre uno y seis días para alcanzar entre un 10% y 50% del avance de la reacción. Desarrollar la reacción a más del 50% trae problemas de mediciones, debido a las bajas concentraciones de éster a la salida. No se debe olvidar que la reacción no se da exclusivamente durante este período, sino que inicia desde la inyección y no se detiene hasta que la muestra sea apropiadamente refrigerada o se hidrolice todo el éster en formación (hecho no deseable).

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El ácido generado de la reacción es retenido por el crudo del reservorio, por lo que no produce ninguna alteración al ensayo. El alcohol producto de la reacción, presenta un coeficiente de partición nulo frente al petróleo. Es esta razón la que permitirá el desfasaje en la salida de ambos trazadores y así lograr estimar el valor de Sor. Al final del período de cierre, los dos trazadores se encuentran juntos a una distancia prudente del pozo y listos para ser producidos y monitoreados en superficie. Una visión grafica de este período se puede apreciar en Fig. 1. Una elevada reacción reduce excesivamente los niveles de concentración del trazador particionable, es por esto que es común colocar adicionalmente un trazador paralelo (trazador alternativo de contingencia), que tenga una interacción similar al éster con la fase oleosa pero que no reaccione una vez inyectado. El trazador elegido para este fin, debe tener un registro de salida que copie al del trazador primario. Período de producción: Como se ha mencionado antes, a causa de su capacidad de partición entre las fases, cada uno de los trazadores (primario y secundario) presentan una velocidad de producción distinta, y por ende resultará un factor de retardo característico entre ambas especies. El éster es más soluble en petróleo que en el agua, esta preferencia es lo que se expresa a través del coeficiente de partición entre las fases mencionadas (coeficiente K), el cual siempre es determinado en el equilibrio y en condiciones de reservorio (Esteves et al. 2017). Ec.(1) El coeficiente de partición junto al factor de retardo (β) calculado con los trazadores, permitirán determinar la saturación residual de petróleo como expresa la Ec. (2). Ec.(2) Cuando es de interés evaluar la eficacia de un tratamiento EOR en la zona deseada, se precisará de dos ensayos SWCTT. Un ensayo previo al tratamiento EOR, para determinar la Sor original, y un ensayo posterior al tratamiento, para determinar la nueva Sor. La eficiencia del tratamiento EOR será proporcional a la diferencia en el valor de Sor entre un ensayo y otro. METODOLOGÍA DE ENSAYO EN CAMPO En el año 2017, se realizaron dos ensayos SWCTT a escala campo para evaluar la eficacia de un tratamiento EOR específico, a través de la determinación del factor de recobro que relaciona la Sor inicial con la Sor al final del tratamiento.

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Implementación de mediciones de saturación residual en campo con trazadores particionables

La actividad se realizó en un pozo del yacimiento Lomitas Sur, ubicado a 20 km de la ciudad de Rincón de los Sauces, en la provincia de Neuquén, Argentina. El trabajo de diseño y planificación de los ensayos, así como también la ejecución en campo estuvo a cargo de YPF S.A e Y-TEC. El desarrollo EOR fue planificado y coordinado en campo por Y-TEC. Las tareas de toma, almacenamiento, y medición de las muestras fueron programadas por el Grupo de Medios Porosos (GMP) de la Universidad Nacional del Comahue. La validación de técnicas y protocolos para la medición de las concentraciones desarrolladas en el laboratorio de GMP, fueron verificadas por personal del Y-TEC. De acuerdo con las condiciones del reservorio, se seleccionaron los trazadores: Formiato de Etilo (FE) como trazador primario, y como consecuencia de éste, se obtiene el trazador secundario Etanol (EtOH). El trazador de contingencia fue n-propanol, y el trazador de balance de masa fue Metanol (MeOH). A posteriori, se realizaron los ensayos respectivos para la determinación del coeficiente de partición, y la constante de hidrólisis bajo las condiciones del yacimiento en estudio en el laboratorio del GMP. Para las tareas previas de acondicionamiento del pozo y ensayos preliminares YPF decidió el montaje de un equipo de workover. Ello facilitó y aseguró las tareas de bombeo de los trazadores hacia la zona objetivo. Finalizado el bombeo de los trazadores y el desplazamiento se inició el período de remojo que se extendió durante un par de días aproximadamente. Una vez iniciado el período de producción mediante pistoneo, se inició el muestreo, en principio intensivo con períodos menores a veinte minutos, para luego pasar a un régimen de una muestra cada hora sobre el final de la producción. Las muestras fueron correctamente almacenadas bajo refrigeración, a fin de frenar la reacción. Luego fue determinada la concentración de cada trazador mediante cromatografía gaseosa HS/GC/FID en el laboratorio del GMP en la ciudad de Neuquén Capital. Modelo teórico El modelo habitualmente utilizado para representar un ensayo SWCTT, contempla (Deans et al., 2000): 1) Convección de los trazadores. 2) Dispersión hidrodinámica. 3) Reacción química. 4) Partición. El balance de masa considerando los procesos anteriores conducen a la Ec.(3) Ec.(3) Dónde: Ci es la concentración del trazador “i”; βi es el factor de retardo entre los trazadores; es la velocidad, lo cual satisface que:

(fluido incompresible, flujo estacionario);

el tensor de dispersión. Sus elementos se asumen función lineal de los componentes de

es es

el término de reacción.

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La resolución de la Ec.(3) en geometría radial-cilíndrica conduce a una ecuación diferencia ordinaria correspondiente a un arreglo de tanques en serie (Deans et al., 2000). Para este modelo equivalente, asumiremos como hipótesis: 1) Sistema lineal; 2) N celdas de mezclado perfecto, de longitud finita; 3) Cada celda representa una fracción de Sor y de 1-Sor; 4) La reacción de hidrólisis se asume de primer orden; 5) El trazador secundario no particiona. Resolviendo las ecuaciones bajo las hipótesis anteriores, y considerando que el volumen medio de residencia es lineal con los tiempos medios de residencia, se obtiene como resultado la Ec.(4). Ec.(4) Donde

representa al volumen de residencia medio del trazador “i”, y se calcula como:

Ec.(5)

Recordando la dependencia del valor de Sor con β y K en la Ec. (2), se ve claramente que, si es posible calcular los volúmenes de residencia junto con una estimación del coeficiente de partición, entonces es factible obtener una estimación de la Sor. El modelo anterior requiere de la integración hasta infinito del perfil de la concentración. Para esto, no hay otra opción que la extrapolación. Si se tiene suficiente cantidad de puntos sobre el final del ensayo, es preferible ajustar la “cola” de la curva a una exponencial decreciente (Shook et al., 2005). Si esto no es posible, porque el registro de datos es incompleto, se puede estimar la concentración de un trazador que viaja por un medio poroso, con la solución de la ecuación de convección-dispersión (CDE) de un trazador Ec. (6) (Bear, 1972). Ec.(6) Con

y

como los parámetros físicos, t el tiempo, y

la concentración del trazador “i”.

Simulación numérica Se utilizó un software comercial que incluye una herramienta que permite la simulación del flujo de un trazador en el reservorio considerando la partición de especies, reacciones químicas, y casos de no-idealidad como son: el flujo cruzado entre etapas, flujo lateral, y taponamiento. Adicionalmente se utilizó una herramienta específica para la optimización de la solución al problema.

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Implementación de mediciones de saturación residual en campo con trazadores particionables

A fines de acortar los tiempos de simulación sin perder exactitud en el resultado, es que se propuso una resolución vertical baja para la malla de estudio. Esto redujo el tiempo de simulación, sin perder el seguimiento de la tendencia de las curvas resultantes de la simulación frente a los resultados de campo. Los resultados finales obtenidos fueron verificados realizando dicha simulación con una grilla más refinada. Además, se consideró la reacción química de hidrólisis, y la existencia de un flujo cruzado entre punzados, inducido tanto por diferencia de presiones como caudales. Se utilizaron resultados de diferentes ensayos de diagnóstico del pozo como entradas adicionales de información: Ensayo push-pull previo al SWCTT, el cual estableció la capacidad de reversibilidad del fluido inyectado. Mediante un ensayo de perfil de producción se pudo definir la entrada de fluido a cada punzado. El mismo evidenció la presencia de una capa que admite entre un 60% y 80% del caudal total inyectado, ya sea por alta permeabilidad o menor presión. El ajuste se realizó generando una coincidencia de las curvas resultantes de la simulación con los datos del trazador primario, y mediante modificaciones en el valor de Sor (y reajuste de diferentes parámetros de simulación) se obtuvo el ajuste para el trazador secundario. En la Tabla 1 se observa la configuración de los parámetros de la simulación realizada.

Tabla 1 – Opciones de simulación

Dado que se trata de un ensayo en pozo individual el tipo de grilla más conveniente a utilizar es la grilla radial (coordenada radial y espesor). Antes de iniciar las simulaciones se probaron grillas con distintos números de celdas, por ende tamaño de celdas, buscando un tamaño de celda óptimo que maximice la relación “exactitud del resultado sobre tiempo de simulación”. Además los resultados finales obtenidos fueron verificados realizando dicha simulación con una grilla refinada. Se realizó un agrupamiento estadístico de la información (Data binning) para todos los grupos de datos que se utilizaron en el simulador. La Fig. 3, muestra un ejemplo de una secuencia de ajuste de datos.

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Figura 3. Secuencia de “data binning”. A) Datos sin puntos fuera de tendencia. B) Agrupamiento.

RESULTADOS Los valores de concentración de todos los trazadores fueron omitidos para proteger la información de la compañía contratante del servicio. Concentraciones medidas para el ensayo SWCTT#1 previo al tratamiento EOR. La Fig. 4 muestra los resultados de las mediciones de la concentración para cada trazador inyectado en el pozo, previo al tratamiento EOR.

Figura 4. Mediciones de la concentración de Formiato de Etilo (FE), Etanol (EtOH), n-propanol (NPA), Metanol (MeOH). SWCTT#1

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Implementación de mediciones de saturación residual en campo con trazadores particionables

La forma del MeOH puede deberse a la devolución tardía de un volumen de trazador tomado por la capa alta admisión. De hecho, la forma amesetada de la respuesta de los otros tres trazadores en el intervalo del pico del MeOH puede indicar el efecto de heterogeneidades del reservorio. Concentraciones medidas para el ensayo SWCTT#2 posterior al tratamiento EOR. La Fig. 5 muestra los resultados de las mediciones de la concentración para cada trazador inyectado en el pozo, post al tratamiento EOR.

Figura 5. Mediciones de la concentración de Formiato de Etilo (FE), Etanol (EtOH), N-propanol (NPA), Metanol (MeOH). SWCTT#2

El efecto creciente en el MeOH desaparece en el segundo ensayo por la acción de conformance del polímero inyectado. Este tratamiento genera zonas selectivas donde la nueva inyección posttratamiento solo se da en capas con niveles de mayor permeabilidad-menor presión.

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INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS Se utilizaron los registros del trazador secundario junto al trazador alternativo de contingencia para interpretar los resultados por los dos métodos empleados, y estimar un valor de Sor. Método teórico Los resultados obtenidos a partir de la Ec. (5) fueron corregidos por las desviaciones a las hipótesis observadas en las actividades de campo: Inyección en pulso imperfecto, reacción durante período de inyección y producción, caudales y presiones variables.

Figura 6. Integración por trapecios, con ajuste exponencial de cola. Trazador n-propanol.

Figura 7. Integración por trapecios, con ajuste exponencial de cola. Trazador etanol.

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Implementación de mediciones de saturación residual en campo con trazadores particionables

Debido a que las curvas de concentración tienen una buena intensidad de puntos sobre el final, se utilizó un método de integración directo con extrapolación de datos al infinito, sin necesitar una ecuación predictiva. En las Fig. 6 y 7, se puede observar la integración de los resultados de n-propanol y etanol para el ensayo SWCTT#1 previo a la aplicación del tratamiento EOR. En las Fig.8 y 9, se observa la integración de los resultados de n-propanol y etanol para el ensayo SWCTT#2, posterior a la aplicación del tratamiento EOR.

Figura 8. Integración por trapecios, con ajuste exponencial de cola. Trazador n-propanol

Figura 9. Integración por trapecios, con ajuste exponencial de cola. Trazador etanol.

Comparando entre ambos ensayos se obtiene como resultado un factor de reducción de 60%. Esto indica que se recuperó un 60% del petróleo inmóvil respecto a la condición inicial, a través del tratamiento EOR empleado.

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La diferencia de saturación entre ambos ensayos fue de: ∆Sor=12%. Simulación numérica En la simulación numérica se utilizaron los puntos obtenidos del data binning. En la Fig.10A, se observa el ajuste en simultáneo del trazador primario y del trazador de balance de masa, sin considerar el trazador secundario. El ajuste final del trazador secundario, el cual es dependiente de los primeros dos, se observa en la Fig. 10B.

Figura 10. A) Ajuste de formiato de etilo y metanol en simultáneo. B) Ajuste final de etanol.

En la Fig. 11, se muestran las familias de curvas obtenidas para cada simulación realizada por el software.

Figura 11. Familia de curvas de simulación para: A) n-propanol. B) etanol. C) metanol

La curva decreciente del error con cada simulación se puede observar en la Fig. 12. La solución óptima se muestra en rojo.

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Implementación de mediciones de saturación residual en campo con trazadores particionables

Figura 12. Representación del error global frente al número de simulaciones.

Como resultado final, la Fig. 13 muestra el gráfico de Sor frente al número de simulaciones. Se ve que la convergencia del valor de saturación (con una desviación aceptable) es rápida respecto al número final de simulaciones realizadas. Se observa en rojo la solución óptima.

Figura 13. Sor vs Número de iteración. SWCTT#1

En las Fig. 14, 15, 16, y 17, se puede observar los resultados de simulación para los trazadores n-propanol, etanol, y metanol en el ensayo SWCTT#2, posterior a la aplicación del tratamiento EOR.

Figura 14. A) Ajuste de formiato de etilo y metanol en simultáneo. B) Ajuste final de etanol.

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Figura 15. Familia de curvas de simulación para: A) n-propanol. B) etanol. C) metanol

Figura 16. Representación del error global frente al número de iteraciones.

Figura 17. Sor vs Número de iteración. SWCTT#2

Comparando entre ambos ensayos se obtiene como resultado un factor de reducción de 61%. Esto indica que se recuperó un 61% del petróleo inmóvil respecto a la condición inicial, a través del tratamiento EOR empleado. La diferencia de saturación entre ambos ensayos es de: ∆Sor=12% CONCLUSIONES

Tabla 2. Comparativa entre modelos de predicción de la Sor.

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Implementación de mediciones de saturación residual en campo con trazadores particionables

En comparación, ambas metodologías de interpretación arrojan resultados similares pese a que son de naturaleza muy diferente. El modelo analítico, es de fácil aplicación y aún su simplicidad, permite contemplar cierto nivel de detalle del ensayo, tal como inyección no impulsiva, y reacción fuera del período de remojo. Por supuesto, no incorpora propiedades del medio que pueden provocar registros anómalos, tales como heterogeneidad, falta de balance en las presiones previas al remojo, etc. Por otra parte, la simulación numérica no presenta dichas limitaciones, pero agrega la necesidad de tiempo de procesamiento y de carga de un volumen importante de datos precedentes, que el modelo teórico no requiere. En síntesis, ambas metodologías son útiles a la hora de asegurar el resultado de la Sor, luego de realizar cada SWCTT. Se propone entonces aplicar ambas metodologías, en principio la del modelo teórico para obtener una Sor preliminar y luego la simulación numérica como una suerte de chequeo y refino del resultado preliminar. De forma adicional, se demostró que a partir de la contrastación de resultados obtenidos con una compañía internacional líder en SWCTT (resultados resguardados por la compañía que recibió el servicio), que es adecuada la estrategia de conservación de muestras mediante refrigeración (para luego medirlas en un laboratorio ubicado a distancia del yacimiento) y los métodos de medición cromatográficos empleados. REFERENCIAS Bear J., 1972, “Dynamics of Fluids in Porous Media”, Courier Corporation, First Edition. Begum Shakila ,2001, “Alkyl Formates Esters Hydrolysis in Aqueous Medium” Dake L. P. ,1978, “Fundamentals of Reservoir of Engineering”, ElSevier Science B.V., 1º Edición. Deans Harry A., 1971, “Method of determining fluid saturations in reservoirs”, US patent #3623842 Deans Harry A., Carlisle C., 2000, “Single Well Chemical Tracer Test Handbook” Deans Harry A., Carlisle C., 2007, “The single well chemical tracer test a method for measuring res-

Esteves, P. N., 2017, “Estudio del comportamiento de trazadores particionables en sistemas petróleo/ agua, para ser usados en diagnóstico de reservas en la industria petrolera”. Tesis de doctorado, Universidad Nacional del Sur. Directores: B.S. Fernández Band y G.H. Crapiste. Kapoor, Sunil, 1979, “Determination of Chemical Tracer Partition Coefficients”, M.S. Thesis, Rice University Salathiel R.A. ,1973, “Oil recovery by surface film drainage in mixed-wettability rocks”. SPE-4104PA

ervoir fluid saturations in-situ” Petroleum En-

Saudi Aramco, Institutt for Energiteknikk, Restrack,

gineering Handbook by L.W. Lake (Ed.) Vol. 5

2016, “A Step-Change for Single Well Chemical

Reservoir Engineering and Petrophysics. SPE

Tracer Test SWCTT: Field Pilot Testing of New

Deans Harry A., Stephen Majoros,1980, “The single

Sets of Novel Tracers” Restrack. SPE-181408-MS

well chemical tracer method for measuring re-

Shook G. M., Forsmann J. P., 2005, “Tracer Interpreta-

sidual oil saturation”, Final Report

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tion Using Temporal Moments on a Spreadsheet”

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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APLICACIÓN DE LA GEOQUÍMICA EN UN YACIMIENTO DE CRUDOS PESADOS Martín Fasola1, Mauricio Federici1 1: YPF S.A., [email protected], [email protected]

Palabras claves: Geoquímica, Alocación, Llancanelo, Crudos Pesados

ABSTRACT Application of geochemistry in a heavy oil field The Llancanelo Field is located in the northern sector of the Neuquen basin, in the province of Mendoza, 37 km south of the city of Malargüe. Due to the characteristics of reservoirs and reservoir production conditions, it was decided to use oil geochemistry to observe areal and vertical variations of the fluids and quantify the amount of oil that each reservoir contributes to the total production and to correlate this data with the quality and quantity of the reservoirs contacted. For this reason, a selection and geochemical characterization of the samples taken from wells that produce of a single formation was carried out, to compare with the mixtures produced by the rest of the wells. Through the integration of data from reservoirs and geochemistry, we concluded that oil geochemistry is a tool that contributes to the development of reservoirs since it allows to understand the areal and vertical oils characteristics and to know the contribution of each of the zones to the joint production of the wells.

INTRODUCCIÓN El Yacimiento Llancanelo se encuentra ubicado en el sector norte de la cuenca Neuquina, en la provincia de Mendoza, a 37 km al sur de la ciudad de Malargüe, al sur del Cerro “El Trapal”, próximo al margen oeste de la laguna Llancanelo, “Área

vecino

Natural

al

Protegida

Laguna Llancanelo” (Ley 7824), ocupando esta área un 75% del Bloque. La superficie total del Bloque de concesión es de 98 km2 (Fig. 1).

Figura 1. Ubicación del Yacimiento Llancanelo-Cuenca Neuquina

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En el área de Llancanelo manifestaciones superficiales de petróleo, aguas sulfurosas y gas combustible han sido reconocidas desde épocas remotas. Los primeros proyectos exploratorios se iniciaron en los años ‘30, habiéndose perforado los dos primeros pozos en 1937, LL-1 y LL-2 quienes comprobaron la existencia de petróleo en niveles del Terciario indiferenciado. En 1965 Y.P.F. perfora el pozo YPF.Md.NLL.x-5 siendo el pozo descubridor para el Grupo Neuquén; hasta 1977 Y.P.F. perforó 13 pozos en el área de explotación y 3 pozos exploratorios fuera de la misma. En enero de 1981 la concesión es otorgada bajo contrato de riesgo (N° 21486) a un consorcio integrado por Union Oil Co (50%) el cual sería su operador e Inalruco (50%), a partir de febrero de 1981 Inalruco asigna sus intereses a Alianza Petrolera SA (APASA). Entre 1981 y 1985 se perforaron ocho (8) pozos verticales engravados a los fines de la implementación del proyecto de inyección de vapor de agua. A partir de 1993 APASA obtiene el 100 % de la concesión y comienza a explotar los pozos verticales perforados por Union con bombas PCP y sin aporte de energía térmica. El petróleo producido se vendía como asfalto a compañías cordobesas. En 1998 se estableció un acuerdo entre YPF y APASA, por el mismo YPF S.A. ingresa a la UTE como operador, se compromete a realizar un estudio sobre el procesamiento y la comercialización de los hidrocarburos del área y a perforar un pozo horizontal para evaluar la explotación en frio. Tras ocho años de litigios entre la ONG OIKOS y el gobierno provincial por cuestiones medioambientales, el 31 de enero de 2008 se publica en el boletín oficial la ley 7824 en la cual se definen los nuevos límites del Área Natural Protegida “Laguna de Llancanelo” (ANP), que destraba el conflicto judicial. Dentro de los límites del ANP no está permitida la actividad petrolera, además

Figura 2. Ubicación del Área Natural Protegida “Laguna de Llancanelo”

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Aplicación de la geoquímica en un yacimiento de crudos pesados

de la restricción en superficie, la ley contempla una restricción en profundidad por la cual se prohíbe realizar actividad física hasta los 600 m de profundidad. En julio del año 2010 se reinicia la actividad de perforación en el área y a la fecha se han completado 31 sondeos adicionales, 30 de los cuales son horizontales y uno vertical en la zona sur del yacimiento. Debido a las restricciones mencionadas anteriormente, es necesario el empleo de tecnologías que no afecten las operaciones propias del yacimiento, por lo que la geoquímica del petróleo surge como una herramienta alternativa para conocer las características y variaciones de los fluidos en el reservorio y en la producción. La geoquímica del petróleo aplicada a reservorios y producción requiere el reconocimiento de diferencias composicionales significativas entre los fluidos correspondientes a cada uno de los reservorios de interés. Si se observan estas diferencias, es posible emplear esta técnica para asignar la producción en pozos abiertos en ambos reservorios y observar variaciones tanto laterales como en la vertical de los petróleos dentro del yacimiento. Marco Geológico El Yacimiento Llancanelo se encuentra dentro del ámbito norte de la Cuenca Neuquina, en una posición de borde; la columna estratigráfica tipo para la zona del yacimiento se detalla en la Figura 3. En el área del yacimiento la columna estratigráfica se inicia con las vulcanitas permo-triásicas del Grupo Choiyoi, las que constituyen el basamento económico de la cuenca. Sobre ellas se depositan los niveles clásticos y carbonáticos del Grupo Cuyo y Grupo Mendoza, al que le preceden los niveles de la Fm. Diamante + Huitrín (Grupo Rayoso) sobre el que apoyan discordantemente las areniscas y conglomerados matriz soportados del Grupo Neuquén, de edad Cenomaniana-Campaniana (94 a 80 M.a.), los cuales tienen un espesor promedio en el área de unos 200 metros aproximadamente. Mediando una discordancia se encuentran depósitos de yeso, calizas, margas, arcillitas y limolitas arenosas del Grupo Malargüe, representado por la Fm. Loncoche y Roca, con un espesor promedio de unos 70 m. La columna sedimentaria culmina con depósitos espesos continentales terciarios que alcanzan una potencia máxima de 1.000 m. Asimismo, en diferentes secciones de la secuencia se intercalan algunos cuerpos basálticos de edad terciaria, principalmente el denominado Basalto Inferior, de unos 40 m de espesor ubicado entre 70 y 100 m por encima del tope del Grupo Malargüe, junto con un Basalto Superior terciariocuaternario de unos 30 m de espesor, ubicado unos 20 m por debajo del nivel del terreno. Las areniscas y conglomerados del Grupo Neuquén constituyen los principales reservorios del yacimiento, entendiéndolo como una unidad netamente fluvial, que desarrolla pequeños abanicos aluviales en la zona de borde oriental. En esta zona de borde, es donde se amalgaman varias de las discordancias estratigráficas internas mejor evidenciadas en posiciones más internas de la cuenca de Grupo Neuquén. En esta unidad se han reconocido al menos tres electrosecuencias de

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Figura 3. Columna estratigráfica para el Área de Llancanelo

carácter grano-estrato decreciente denominadas de abajo arriba: Azul, Oliva y Verde. En muchos pozos la electrosecuencia Azul presenta una sección basal ligeramente grano-creciente que ha sido denominada Sub-Azul. La secuencia Azul + Sub-Azul se apoya directamente sobre las vulcanitas del Grupo Choiyoi y en ocasiones sobre el Grupo Mendoza en el sector occidental del yacimiento, y posee un espesor que oscila entre 37 m y 290 m, mostrando un espesamiento progresivo hacia el sur oeste; toda la secuencia está integrada por areniscas gruesas y conglomerados cuyas porosidades promedian el 18%. El arreglo grano-decreciente de las electrofacies y su distribución espacial de espesores sugieren que los sedimentos se habrían depositado en un ambiente de abanico aluvial de alta energía en borde de cuenca, con un alto estructural local que habría actuado como zona de aporte del material. Las electrosecuencias superiores (Oliva y Verde), de mayor interés petrolero, muestran un claro sentido progradante marcado por un arreglo grano-estrato decreciente, las que a su vez pueden subdividirse internamente en sub-ciclos también grano-estrato-decrecientes. Cada ciclo individual comienza en su base con niveles de areniscas finas con abundante matriz arcillosa que lo limita con el ciclo subyacente, culminando en el techo con areniscas gruesas a medianas mal a moderadamente seleccionadas y conglomerados matrix-soportados, generalmente con abundante cemento calcáreo. Los espesores individuales oscilan entre 30 m y 70 m con porosidades del orden

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Aplicación de la geoquímica en un yacimiento de crudos pesados

de los 16 al 23%. A su vez cada ciclo individual de mayor orden (Verde, Oliva, Azul) ha sido dividido en sub-ciclos grano-decrecientes con niveles generalmente cementados hacia el techo, lo que representarían eventos depositacionales de menor orden dentro de cada secuencia identificada en el yacimiento; se asume que estos sub-ciclos podrían corresponderse con unidades de flujo individuales. En un ambiente depositacional de alta energía con arreglo de abanicos aluviales sería de esperar reservorios en algunos casos amalgamados y probablemente interconectados lateralmente de manera aleatoria. Desde el punto de vista estructural, el área está dominada por un anticlinal fallado ligeramente asimétrico cuyo eje tiene un rumbo aproximado NW-SE. Con igual sentido y paralelo al eje del anticlinal existe una falla inversa de aproximadamente 70 m de rechazo. Sobre el NW de la estructura se desarrolla un sistema de fallas antitéticas y sintéticas de alto ángulo; el modelo de entrampamiento es definido como de tipo estratigráfico-estructural, conformando la trampa el anticlinal asimétrico fallado que define un bloque elevado al W y un bloque hundido hacia el E, con los niveles del Grupo Neuquén que se acuñan y adelgazan hacia el E contra el alto estructural. El modelo tipo Paired Bend explica el alto de Llancanelo y Cerro Pozo como una zona localmente compresiva y el bajo de la Laguna Llancanelo en una zona localmente extensiva, generadas por una falla de rumbo con movimiento dextral y geometría curva. La falla sería paralela a los límites de la Laguna y se extendería hacia el Norte. Desarrollo del yacimiento Los primeros pozos en documentar producción acumulada del yacimiento fueron los perforados en la década del ’80. Estos sondeos atravesaban las formaciones Verde y Oliva, se ensanchaban y luego se engravaban. La producción aportada era en conjunto de ambas formaciones y en general se medían viscosidades promedio, a temperatura de formación, de 3.000 cp. El primer pozo horizontal en el área fue tipo slant, atravesando ambas formaciones y produciendo un crudo de similares características a las aportadas por los verticales. A partir del reinicio de las actividades en el yacimiento en el año 2010, los pozos fueron diseñados para drenar cada reservorio en forma independiente, por tanto, los primeros se construyeron solamente dentro de la secuencia Verde u Oliva según correspondiera. La información aportada por estos nuevos sondeos muestra la desvinculación hidráulica de las dos secuencias principales, tanto por los contactos de agua independientes como por la reología de los crudos producidos. En este sentido, la secuencia Verde tiene un contacto estructuralmente más alto que la secuencia Oliva y el hidrocarburo producido una viscosidad tres veces mayor que la de la secuencia más profunda.

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Figura 4. Esquema del pozo tipo slant

La productividad de los pozos quedó fuertemente condicionada por la viscosidad de los reservorios contactados, como así también, por la cantidad de metros en facies reservorios que el pozo atravesara. Los pozos que navegan la secuencia Verde están condicionados en su productividad por la alta viscosidad de esta formación y favorecidos por una mayor permeabilidad y continuidad lateral, mientras que los pozos a la formación Oliva, cuya viscosidad es sensiblemente menor, están condicionados por la alta heterogeneidad tanto horizontal como vertical.

Figura 5. Correlación viscosidad vs. temperatura

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Aplicación de la geoquímica en un yacimiento de crudos pesados

Para minimizar estos riesgos se cambió de estrategia de explotación y se pasó a perforar pozos que atravesaran ambas formaciones tanto desde arriba hacia abajo como a la inversa (Fig. 6). Cada uno de estos pozos producen crudos que son mezclas de los dos reservorios lo cual se puede inferir cualitativamente en función de los ensayos de viscosidad medido.

Figura 6. Diseño de pozos que atraviesan ambos niveles

Debido a la nueva estrategia de desarrollo de este yacimiento, el desafío del empleo de la geoquímica es tratar de cuantificar la cantidad de petróleo que aporta cada formación a la producción total y poder correlacionar este dato con la calidad y cantidad de los reservorios contactados. Adicionalmente, se correlacionaron los petróleos para evidenciar variaciones laterales. Antecedentes y marco conceptual de estudios de geoquímica en petróleos En la literatura especializada se presentan diversas aplicaciones de la Geoquímica de Petróleos para la resolución de problemas en reservorios y producción. Se pueden mencionar los trabajos de Kaufman (1987 y 1995) y de Rajasingam et al. (2004) en el Golfo de México, Horstad y Larter (1995) en el Mar del Norte, Baskin et al. (1995) en el Delta del Níger, Callejón-Jiménez (1995) y Kaufman (1996) en Venezuela y Kaufman (1997) en el Sudeste asiático. Localmente se ha desarrollado una metodología para discriminar el aporte de petróleo de capas individuales a la producción en el Yacimiento Chihuido de la Sierra Negra – Lomitas. La misma se ha aplicado satisfactoriamente en YPF S.A. en los yacimientos de Señal Cerro Bayo y Volcán Auca Mahuida de la cuenca Neuquina y en las áreas de Manantiales Behr, Cañadón Vasco, Cerro Guadal Norte y Los Perales de la Cuenca del Golfo de San Jorge. En el área de estudio, solo existen estudios regionales de filiación de los petróleos con sus rocas generadoras (Rosso, M. y Labayén, I. 1991.; Wavrek, et al. 1994.; Villar, H. 2001.; Villar, H., et al., 2008.; Villar, H., et al. 2011-2014.; Fasola, M. 2015 y 2016.

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Las aplicaciones tradicionales de la geoquímica en la industria del petróleo han tenido fundamentalmente fines exploratorios a través de la identificación de rocas con capacidad generadora de petróleo, la evolución de su madurez con el tiempo geológico y la estimación de los volúmenes de petróleo generados. Desde 1985 se encuentran en la bibliografía especializada ejemplos de aplicaciones de la metodología geoquímica que ayudan a la resolución de problemas de producción y reservorios. La diferencia más evidente entre un estudio exploratorio y el análisis de reservorios es la escala de muestreo. Los estudios exploratorios generalmente son regionales y se seleccionan muestras de petróleos y/o rocas que representan los diferentes sistemas petroleros, logrando determinar las tendencias de madurez y las relaciones genéticas entre petróleos y rocas madres. En los estudios geoquímicos de caracterización de reservorios se realiza un muestreo detallado por capas productoras en un yacimiento o en una porción del mismo. Una de las observaciones más sorprendentes de la geoquímica de reservorios es que todos los fluidos (agua, gas, petróleo) son composicionalmente heterogéneos tanto en sentido vertical como lateral. A través del análisis de estas heterogeneidades es posible entender los mecanismos de su migración y entrampamiento y utilizar este conocimiento para mejorar las estrategias de producción y desarrollo. Horstad y Larter (1997), propusieron una clasificación geoquímica jerárquica de petróleos que permite discriminarlos sobre la base de su origen geológico y sus transformaciones posteriores en subsuelo (Fig. 7). Una población de petróleos se define como el conjunto de petróleos (o gases) que pueden diferenciarse de otros petróleos (o gases) en una provincia geológica sobre la base de propiedades geoquímicas relacionadas con su origen. Para ser agrupados en la misma población los petróleos deben haberse generado en la misma roca

Figura 7. Poblaciones y Familias de petróleos (modificado de Horstad y Larter, 1997).

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Aplicación de la geoquímica en un yacimiento de crudos pesados

madre, aunque pueden tener diferentes tiempos de generación y expulsión o niveles de madurez. Las familias de petróleos se definen como subgrupos de una población de petróleos con diferentes propiedades químicas o físicas. De esta forma cada población de petróleos puede estar representada por varias familias con diferencias composicionales debido a aquellas Alteraciones Primarias relacionadas con la cinética de la generación (madurez, tiempo de generación y expulsión) o a alteraciones secundarias, que ocurren en el reservorio y están asociadas a procesos de maduración, biodegradación, lavado con agua, fraccionamiento de fases durante la migración o por pérdidas del sello, las cuales están relacionadas con modificaciones en las condiciones PVT de los fluidos. La metodología analítica nos permite observar las alteraciones primarias y secundarias que sufren los petróleos es la cromatografía gaseosa capilar con detector de ionización de llama (GCFID). La asignación o alocación de producción mediante geoquímica tiene la ventaja de evitar detener la producción del pozo, es independiente de la producción de agua, se puede emplear como una herramienta de monitoreo para entender cambios en la producción en el tiempo y además, el costo de la aplicación de esta técnica es mucho menor (~10%) si lo comparamos con los perfiles de producción (PLT). La alocación de producción es un dato invalorable para mejorar la calidad de modelos dinámicos y de sus pronósticos y también tienen un correlato inmediato en la optimización de la producción del pozo, dado que nos permite identificar que capa produce más agua que la otra pudiendo tomar decisiones operativas de cementar o bajar tapón. En forma complementaria a la alocación, es posible determinar las características de los petróleos presentes en cada reservorio y establecer correlaciones laterales y verticales de los mismos. METODOLOGÍA DE ESTUDIO Para cumplir con este objetivo, se procedió al muestreo y análisis de petróleos de ocho pozos pertenecientes a capas individuales de las secuencias Verde y Oliva del Grupo Neuquén y petróleos de producción en conjunto. Sobre estas muestras se procedió a la determinación de densidad, viscosidad, % de azufre (%S) y cromatografía gaseosa con detector de ionización de llamas (GC-FID). El detalle de las muestras y las determinaciones realizadas se resumen en la Fig. 8. Para identificar las características y procesos de alteración presentes en los petróleos, se empleó la técnica de cromatografía gaseosa capilar con detector de ionización de llama (GCFID). Esta es una técnica analítica ampliamente aplicada para el estudio de mezclas complejas, como es el caso de los petróleos, y permite obtener la distribución de componentes de cada muestra de acuerdo con el número de átomos de carbono y a las características estructurales de

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Figura 8. Lista de pozos, reservorios, periodos de muestreo y estudios realizados

los compuestos (hidrocarburos normales o parafinas y ramificados o isoparafinas), Fig. 9. Esta técnica analítica permite reconocer pequeñas diferencias composicionales en los petróleos, por lo que es una herramienta muy útil para diferenciar las familias de petróleos determinadas por diferentes condiciones migratorias y de entrampamiento. Todos los fundamentos de esta técnica y el desarrollo analítico se puede consultar el trabajo de Fasola et al (2010). Como resultado de estas aplicaciones se puede evaluar la continuidad de reservorios, identificar problemas de producción en pozos y asignar las cantidades relativas producidas en intervalos específicos, como complemento de las herramientas tradicionales de la geología de reservorios y de la ingeniería de producción.

Figura 9. Cromatograma gaseoso o fingerprint de un petróleo total

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Aplicación de la geoquímica en un yacimiento de crudos pesados

Cuando en un pozo se presentan varias capas productoras suele ser muy complejo determinar el aporte de cada una y su variación con el tiempo de producción. Los métodos comparativos de caracterización geoquímica de petróleos permiten determinar el porcentaje de aporte de cada una de ellas. Para este fin se emplea el análisis de los petróleos correspondientes a cada capa y del petróleo de producción. La reproducibilidad de la técnica cromatográfica ha demostrado ser tan buena que permite comparar los fingerprints cromatográficos de los punzados y el petróleo de producción inicial con nuevas muestras de producción analizada mucho tiempo después. Como parte del método de análisis se controlan las variaciones analíticas para minimizar su incidencia en los resultados y además se conservan las muestras en condiciones adecuadas para repetir análisis periódicamente. En este trabajo se aplicó la metodología desarrollada por McCaffrey et al. 1996 y 2012, donde, la asignación de la producción se logra mediante la identificación de diferencias químicas entre petróleos denominados “end members” (muestras de petróleos de cada una de las zonas de interés de un pozo o de corrientes de producción que son producidas con posterioridad en conjunto). Los parámetros que reflejan estas diferencias de composición se miden en los “end members” y en el petróleo de producción en conjunto. Los datos se utilizan luego para expresar matemáticamente la composición del petróleo producción en función de las contribuciones de los “end members”. Utilizando un modelo de mezcla simple, una única diferencia geoquímica entre los petróleos de los dos reservorios es suficiente para asignar la producción mezclada de esas dos unidades (por ejemplo, Kaufman y col. 1990). Mediante el uso de los datos provenientes de varias relaciones de pico de un cromatograma, se pueden obtener varias soluciones independientes para resolver la alocacion. Utilizando las concentraciones (no las proporciones) de varios compuestos geoquímicos, la producción mezclada de varias capas (o varios campos) puede ser asignada a las unidades discretas

Figura 10. Fingerprint de las cromatografías de las muestras analizadas

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usando un enfoque de álgebra lineal. Para este estudio, los datos cromatográficos se procesaron utilizando un software de asignación de producción geoquímica, OilUnmixerTM v. 4.01. Los resultados analíticos de los petróleos presentaron perfiles cromatográficos o fingerprints similares, evidenciando génesis y procesos de alteraciones comunes a todas las muestras. En general, se observan fingerprints donde los hidrocarburos están pocos conservados y con un patrón de alteración avanzada (Fig. 10 y 11).

Figura 11. Fingerprint de las cromatografías de las muestras analizadas

RESULTADOS Características geoquímicas de los petróleos En función de las observaciones visuales y de los resultados analíticos, se caracterizó a todos los petróleos como de color negro y generalmente, no son móviles a temperatura ambiente. Los valores de densidad permitieron caracterizarlos como petróleos pesados, observándose una densidad similar para todas las muestras, con valores promedio de 13° API (Fig. 12). El análisis de composicional por fracciones muestra una abundancia de la fracción de Asfaltenos y NSO (55%), sobre la de Saturados (20%) y Aromáticos (25 %). La correlación de la densidad y la viscosidad (a 56°C) evidenció que para valores de °API muy similares se observan cambios importantes en los valores de viscosidad. Siendo la muestra Pozo A la de mayor viscosidad y la Pozo B la de menor (Fig. 13). Estos cambios de viscosidad, sin cambios mayores de densidad, pueden ser explicados por la presencia de una fracción liviana en los petróleos. Como se verá más adelante en la sección de cromatografía, el petróleo del pozo B muestra mayor preservación de esta fracción liviana.

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Aplicación de la geoquímica en un yacimiento de crudos pesados

Figura 12. Gráfico de Densidad vs. %S

Figura 13. Correlación de densidad y viscosidad

En lo que respecta a los contenidos de azufre, todos los petróleos poseen un contenido alto en azufre (prom.: 2,5%), Fig. 12. Estos altos valores se pueden explicar por las características depositacionales de la roca generadora o por procesos de alteración en reservorio (biodegradación). De acuerdo con los estudios de filiación, todos estos petróleos se asocian genéticamente a la Formación Vaca Muerta, la cual es de origen marino, con querógeno Tipo II a IIS y que generan petróleos con valores de %S>1. En lo que respecta procesos de alteración en el reservorio, se reconoce a la biodegradación como uno de los principales procesos que generan la alta presencia de %S. Este proceso de alteración secundaria es el principal causante de la presencia de petróleos pesados. Un subproducto de la generación de este tipo de petróleos es el aumento de los % de S. La biodegradación es la oxidación microbiana de los hidrocarburos y otros compuestos heteroatómicos por procesos metabólicos anaeróbicos. En este proceso, los microrganismos destruyen los componentes más importantes del petróleo, causando cambios en la composición molecular, lo cual impacta directamente en las propiedades de los fluidos (°API, viscosidad, %S, acidez, etc.). De ambos procesos, se considera a la biodegradación como el principal proceso en la presencia de altos valores de %S en los petróleos estudiados. Los análisis cromatográficos de los petróleos (Figs. 10 y 11) y los parámetros geoquímicos más importantes mostraron características muy similares entre sí. Esto habla de la similitud tanto en el origen como en los procesos de alteración (biodegradación) ocurridos en el reservorio. Primeramente, los petróleos se caracterizan por estar marcadamente biodegradados (traza GC severamente alterada) y poco conservados. De acuerdo con la escala de Peters y Moldowan, 1993, estos petróleos sufrieron una biodegradación importante, con desaparición casi total de n-alcanos, isoprenoides, esteranos y parte de hopanos. La distribución de n-parafinas o alcanos (Fig. 14) muestra una mínima concentración de HC

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para todo el rango analizado en todas las muestras, caracterizándose por una pérdida total de los hidrocarburos más livianos y la presencia de una moda entre C10-C21. Además, las dos muestras del Pozo A son similares y se pueden observar pequeñas diferencias entre los petróleos de ambas secuencias formacionales (Verde y Oliva), donde los petróleos de la secuencia Oliva se hayan mejor preservado. En lo que respecta a los petróleos de producción, Pozos C y D, ambos presentan un comportamiento similar. En la fracción más pesada de este rango cromatográfico se observa una tendencia coincidente de las muestras, con un predominio de las parafinas de número impar; esto evidencia un origen común de las muestras asociado a un aporte marino en la materia orgánica sedimentada. La distribución de isoprenoides, Fig. 15, muestra similitud de comportamiento para las muestras, demostrando que poseen una misma filiación genética y que sufrieron o no los mismos procesos de alteración en el reservorio. Sin embargo, se observó una mínima concentración de HC para todo el rango analizado, aumento de las concentraciones a medida que aumenta en N° de Carbono (IP 19 y 20) y una mayor diferenciación entre las muestras de ambas secuencias (verde y oliva). Además, se observó una similitud composicional entre los petróleos de producción (Pozos C y D), quedando ambos comprendidos entre los “end members”, porque estos parámetros geoquímicos pueden ser empleados para realizar la alocación de producción. Los parámetros geoquímicos derivados del rango gasolinas (isómeros de C6 y C7), que sirven para evidenciar alteraciones de los petróleos vinculadas a evaporación, lavado con agua, biodegradación, etc., muestran para todas las muestras pequeñas diferencias geoquímicas (Fig. 16). Se observa una mínima concentración de HC´s para todo el rango analizado, con aumento relativo de las concentraciones a medida que aumenta en N° de carbono. La mayor diferencia geoquímica se observa entre las muestras de ambas secuencias o “end members”, mientras que los petróleos de producción son muy similares entre sí. El grafico del rango Gasolinas (Tol/n-C7 vs. n-C7/MCH, Fig. 17) muestra procesos diferentes sufridos por los petróleos y en general, todas las muestras están alteradas, presentando menor grado la muestra Pozo B. Las muestras más biodegradadas son las Pozos E y H, mientras que la Pozo D presenta procesos de lavado con agua. Esto está en concordancia con el grafico de Mango, Fig. 18, que muestra procesos similares.

Figura 14. Distribución de n-parafinas

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Figura 15. Distribución isoprenoides

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Aplicación de la geoquímica en un yacimiento de crudos pesados

Figura 16. Distribución de hidrocarburos livianos (Rango Gasolina: C6-C7)

Figura 17. Grafico rango Gasolinas (Tol/n-C7 vs. n-C7/MCH)

Figura 18. Gráfico de Mango (P1-P2-P3)

En lo que respecta al origen, los diagramas de Halpern (C1 a C5) y Mango (P3, P4 y P5), Figs. 19 y 20, muestran un origen similar para todas las muestras analizadas. La relación Pristano/ nC17 vs. Fitano/nC18 muestra también una similitud en las características de los petróleos, Fig. 21. Del análisis de este gráfico, se pueden interpretar que todos los petróleos fueron generados a partir de una roca generadora, asociada a un querógeno tipo II y que todas evidencian procesos de biodegradación.

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Figura 19. Gráfico de Halpern (C1-C5)

Figura 20. Gráfico de Mango (P3, P5 y P6)

Figura 21. Gráfico Pristano/nC17 vs. Fitano/nC18

Variación lateral de los petróleos En función de los resultados analíticos y las observaciones geoquímicas realizadas en las muestras de petróleo, más la integración con el modelo geológico del yacimiento, se decidió emplear la geoquímica del petróleo para observar variaciones areales y verticales los fluidos. Con el objetivo de observar variaciones laterales en las propiedades de los petróleos analizados y pertenecientes a cada una de las secuencias del grupo Neuquén (Fig. 22), se procedió

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a mapear algunas propiedades. Como las características físicas y cromatográficas de los petróleos analizados son muy similares, fue difícil encontrar tendencias areales claras en las propiedades de los petróleos. En lo que respecta a la biodegradación, se analizaron una serie de parámetros geoquímicos provenientes de la cromatografía del petróleo y en especial lo del rango gasolina. En las Fig. 23 y 24 se muestran como varía la biodegradación lateralmente y el los pozos analizados y por secuencia analizada. Como se puede observar, en ambas secuencias la biodegradación aumenta de oeste a este. Con la idea de conocer de qué secuencia está produciendo el Pozo E, se procedió a la revisión, comparación y combinación de una serie de parámetros geoquímicos. De este análisis se observó que el Pozo E tiene en común muchos parámetros geoquímicos con los petróleos de la Secuencia Oliva y en especial con el Pozo H (Figs. 25 y 26). No se poseen datos viscosidad de Pozo E, pero de acuerdo con los datos geoquímicos este pozo debería compartir valores en el rango de los pozos B y H.

Figura 22. Lista de muestra analizadas

Figura 23. Variación lateral de la biodegradación en la Secuencia Verde

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Figura 24. Variación lateral de la biodegradación en la Secuencia Oliva

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Figura 25. Diagrama de correlación de Halpern

Figura 26. Diagrama de correlación de parámetros geoquímicos

Distribución de la Producción Los petróleos de producción en conjunto en los cuales se realizó la alocación geoquímica y los “end members” representativos de cada una de las secuencias de interés en el Grupo Neuquén del Yacimiento Llancanelo se presentan en la Figs. 26 y 27.

Figura 26. Lista de muestreas usadas en la alocación de Figura 27. Ubicación de los pozos de estudios de la alocación. producción

Para la selección de los “end member” para realizar la alocación se tomó en cuenta la secuencia navegada por el pozo y ciertas características geoquímica de los petróleos, a mencionar; Diferencia sutiles en las fracciones de n-alcanos e isoprenoides y de las relaciones del rango gasolina de los petróleos pertenecientes en ambas secuencias (Verde y Oliva) y la similitud entre los petróleos de

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los pozos de producción en conjuntos de los pozos C y D. Posteriormente se realizó el estudio de alocación mediante cromatografía de alta resolución de los pozos de interés (end member y petróleos de producción en conjunto, Fig. 28), donde se observaron diferencias sutiles en el rango de n-alcanos e isoprenoides entre las muestras de ambas secuencias (Verde: Pozo A y Oliva: Pozo B). Posteriormente, se procedió a la identificación de todos los compuestos comprendidos entre dos n-alcanos, por ej. nC8 y nC9, Fig. 29, y finalmente se realizó un reconocimiento de aquellos picos que son diferentes entre los petróleos de los “end members”. Así, fue posible identificar 65 picos cromatográficos que fueron empleados para realizar la alocación de producción de los Pozos C y D.

Figura 28. Cromatografía de alta resolución de los petróleos estudiados para alocacion

La alocación de producción se realizó mediante el empleo del software OilUnmixer, arrojando los siguientes resultados:

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Estos resultados corroboraron cuantitativamente lo que se estimaba de forma cualitativa con los valores de viscosidad, por lo que la geoquímica colabora en la estimación de la producción de los niveles de productivos. Para comprobar los resultados, se procedió a graficar los diagramas de correlación (diagrama estrellas) y la generación de cromatogramas comparativos entre las muestras estudiadas. Además, se generó de una mezcla artificial (petróleo de producción) con los porcentajes de alocación de cada pozo en cuestión (Pozos D y C) y se las comparó con las características geoquímica de los petróleos de estos pozos. El objetivo de este procedimiento es ver que predictivo es la técnica de alocación geoquímica para resolver petróleos de producción en conjunto. Los resultados se muestran en las Figuras 32 a 35, donde se puede observar una muy buena resolución en la alocación en los Pozos D y C. Donde el petróleo artificial coincide exactamente con el petróleo de producción en conjunto.

Figura 29. Vista expandida del rango n-C8 a nC10 e identificación de los compuestos empleados para la alocación de producción

Figura 30. Diagrama estrella para el pozo D

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Figura 32. Diagrama estrella para el pozo C

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Figura 31. Cromatogramas para el pozo D

Figura 33. Cromatogramas para el pozo C

CONCLUSIONES En función de los resultados analíticos obtenidos en las muestras de petróleo de los pozos del yacimiento Llancanelo y los objetivos de este estudio, concluimos en este estudio que la geoquímica del petróleo es una herramienta que colabora en el desarrollo de los yacimientos ya que permite entender las características laterales y verticales de los petróleos y conocer el aporte de cada una de las zonas a la producción en conjunto de los pozos. AGRADECIMIENTOS Los autores agradecen a YPF S.A por la autorización para la publicación de este trabajo. REFERENCIAS Baskin, D. K., Hwang, R.J. & Purdy, R. (1995), Predict-

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10º Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos

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VARIACIONES FACIALES A MESO-MICROESCALA EN SISTEMAS FLUVIOALUVIALES, RELACIÓN CON LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS Y CARACTERISTICAS DE LOS PETRÓLEOS. CASO DE ESTUDIO YACIMIENTO BARRANCAS CRI. MENDOZA Héctor Javier Campos1, Elizabeth Rodríguez2, Martín Fasola1 1: YPF S.A, [email protected], [email protected] 2: YTEC, [email protected]

Palabras clave: Geochemical signature, diagenesis

ABSTRACT Barrancas field has a long production history (since 1952) with the beginning of secondary recovery in 1967. Detailed subsurface studies has concluded in a better geological understanding of the field, leading in an extension in the area of development to the western flank areas of the field. New wells has supplied 30% incremental on field production. Different results in production rates in some of the drilled wells contrast with its well logs responses, well tests and the physical properties. This has pushed to take new data to get a better understanding of the field behavior. Integration of the new data shows how the evolution of the different pulses of hydrocarbon in the field was controlled by the stratigraphic cyclicity and sedimentological barriers in a micro scale. Geoquemical data shows significant signatures differences related to the different rate of hydrocarbon evaporation in stratigraphic cycles. This was directly related to seal efficiency above and beneath the intervals. The main control in petrophysical properties is due to the paleoenvironmental settings and the diagenetic evolution. Diagenetic products were directly connected to the reduction on rock quality and consecuently in pay thickness. The study allows to see the impact in the data integration at different scales to quantify in a better and more accurate way how much and where the remaining oil is.

INTRODUCCIÓN El Yacimiento Barrancas CRI forma parte del grupo de yacimientos agrupados a lo largo del llamado “Eje Productivo Oriental” de la cuenca cuyana ubicado a 35 km de la ciudad de Mendoza. Asociado a un entrampamiento combinado de tipo estratigráfico-estructural, su principal Fm. productiva (como en muchos de los yacimientos de la cuenca) es la Formación Barrancas conformada por depósitos continentales de amplia distribución areal, correspondientes a la etapa de SAG de relleno final de la cuenca. Con 450 pozos perforados al día de hoy, el campo posee una larga historia de producción

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primaria que data del año 1952 (para la Fm. Barrancas) y un proyecto temprano de recuperación secundaria (inyección de agua) que comenzó con un piloto en la zona sur en el año 1967. El campo posee soporte de presión de un acuífero débil que actúa desde el flanco oeste de la estructura anticlinal (Fig. 1).

Figura 1 Ubicación del Yacimiento Barrancas.

ANTECEDENTES Y PROBLEMÁTICA Se realizó un modelado estático- dinámico del campo completo (full field), con el propósito de evaluar el potencial remanente del yacimiento Barrancas. El mismo presenta las siguientes características: patrones de inyección desordenados, distribución irregular de los caudales de inyección en tiempo y espacio, complejidad estratigráfica-sedimentológica, y altos cortes de agua,

Figura 2 Mapas de saturación remanente de petróleo inicial y final con jerarquización de zonas de oportunidad según tipo de riesgo asociado (tomado de Manestar et al 2016).

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se realizó un modelo estático-dinámico full field. El modelo permitió tener una idea acabada de la distribución 3D de facies que explicó el comportamiento dinámico del mismo (Campos et al 2015). A pesar de la madurez del campo, y como parte de los resultados de simulación, se analizaron los mapas de saturación remanente de petróleo inicial y final del modelo. Los mismos muestran que debido a el avance ineficiente del frente de inyección y del acuífero existen zonas de oportunidad con petróleo remanente importantes tanto hacia las zonas del main field como hacia los flancos. Todas las zonas se evaluaron y jerarquizaron según el riesgo geológico (Fig. 2) (Manestar et al 2016). Luego de ejecutada la actividad, los resultados de los pozos debían probar la predictibilidad del modelo en lo que respecta a distintas problemáticas según cada una de las zonas (Fig. 3).

Figura 3 Mapa estructural con espesores de Reservorio con saturaciones de petróleo de más del 50% y permeabilidades de más de 100 mD. Tipo de riesgo y diferente problemática asociada a las zonas con petróleo remanente visualizadas en flanco identificadas como Zonas 4, 5 y 6 (Tomado de Manestar et al 2016).

RECONOCIMIENTO DE ZONAS SEGÚN RIESGO Y PROBLEMÁTICA ASOCIADA Zona 4: Actividad en Flanco Norte: Área virgen, en estado quasi original, sin inyección: problemática dada por complejidad sedimentológica debido al empobrecimiento de calidad de facies por polaridad del sistema hacia la zona norte del campo, definida según el modelo geológico conceptual (zona de facies distales, cuerpos de menores dimensiones desconectados entre sí). (Campos et al 2015) Zonas 5 y 6: Actividad del Flanco Centro-Sur: menor riesgo geológico en relación con la zona 4 por estar fuera de la zona de polaridad del sistema. El petróleo remante pronosticado debe su existencia a la conjunción de dos procesos, asociados ambos al drenado deficiente del petróleo (Fig. 4 b). Los mismos, están fuertemente condicionados por la distribución 3D de facies

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a escala mesoscópica del modelo full field. y ciclicidad interna. Principalmente por la presencia de barreras, y el grado de eficiencia de las mismas frente al movimiento de fluidos (Fig. 4 a). •

Avance deficiente del acuífero en los ciclos inferiores de la Fm. hacia arriba en la estructura.

•

Avance del frente de inyección por los ciclos superiores de la Fm. (de mejor calidad) hacia abajo en la estructura.

Figura 4. a) A la izquierda esquema de distribución de facies en flanco occidental de la estructura donde se muestra además los ciclos reconocidos en la Fm. Barrancas. A la derecha corte A-B de la grilla a la altura de la zona 6. b) Evolución de movimiento de fluidos observado en el simulador (en mismo corte A-B que en la Fig. 4 a)). Observar el efecto en direcciones opuestas que genera la zona de oportunidad 6. (tomado de Manestar et al 2016).

Para desarrollar las diferentes zonas se propusieron esquemas de desarrollo. Los mismos incluyeron cálculos probabilístico/económicos que contemplaron los principales riesgos asociados a cada zona. Del total de la actividad planteada (para el resto de las zonas incluyó desde un plan de ordenamiento de patterns para el main field con reparaciones y reemplazos, hasta perforación de pozos de delimitación o avanzada de las áreas nuevas de flanco) aquí focalizamos en la actividad y en los resultados de la zona 6 del Flanco Suroeste (Fig. 5 y 6).

Figura 5. Zoom de la zona de oportunidad 6: Pozos de delineación propuestos y resultados de ensayos.

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De los 4 pozos de delineación planificados para el desarrollo de la zona, 2 fueron productores de petróleo (C-1 y C-2), con caudales de petróleo relativamente menores a lo esperado. Los pozos que se encontraban al borde de la zona de oportunidad produjeron agua durante los ensayos con buenos caudales en todos los intervalos de interés. Los estudios geoquímico-sedimentológicos que analizamos en este trabajo se realizaron en uno de los pozos centrales de delineación de la zona 6, el Pozo C-1. Éste último pozo debía probar la posición downdip del contacto agua petróleo. El mismo logró probar la posición del contacto, pero obtuvo caudales de petróleo más bajos que los esperados, restringidos a la sección superior de la columna (Fig. 6).

Figura 6. Comparación de propiedades y fluídos pronosticados vs ensayos de terminación. Ver la variación en el espesor útil.

En la figura 6 se observa la sobreestimación del espesor útil real (en rojo) respecto de lo pronosticado (en violeta) para el intervalo delimitado entre las líneas rojas. Más allá de la interpretación y la representatividad de los ensayos de terminación aquí mostrados, es notable lo bajo del corte de petróleo ensayado para ese intervalo (solo vestigios), frente a lo que indicaron todos los perfiles eléctricos, RMN, rastros e impregnación en corona. Con la integración de toda la información, sumada a los datos de producción de los pozos nuevos, se intenta aquí dar respuesta a cuál fue el factor de control que determinó el resultado final, no solo de los pozos, sino del área. Un análisis de los datos permite entender cómo la geología de detalle, tuvo un impacto directo en diferenciar la calidad del reservorio desde el punto de vista petrofísico, y consecuentemente en la cantidad, distribución y evolución de los hidrocarburos alojados en la Formación.

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ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE LOS DATOS Sobre la base de los datos de geoquímica, sedimentológicos/petrográficos tomados en las coronas de un pozo, se realizaron los siguientes estudios: Análisis e interpretación de datos geoquímicos: La geoquímica orgánica es la ciencia que estudia el origen, distribución y alteración de la materia orgánica. Si aplicamos estos principios a los hidrocarburos, esta rama de la geoquímica se conoce como geoquímica de petróleo. La aplicación inicial y más conocida de la geoquímica del petróleo se enfoca a problemas exploratorios. Desde la década del 80 se utilizaron los conceptos geoquímicos para la resolución de problemas de reservorios y de producción (Larter et al. 1994, Larter y Aplin 1995). Estas aplicaciones se reconocen como Geoquímica de Reservorios, entendida ésta como la rama de la geoquímica orgánica aplicada a reservorios y producción, basada en el reconocimiento de diferencias composicionales significativas entre los fluidos correspondientes a cada una de las capas productoras (heterogeneidades verticales) o en diferentes zonas del reservorio (heterogeneidades laterales). En YPF S.A., se ha desarrollado una metodología para discriminar el aporte de las capas individuales a la producción, alocación, que se ha aplicado satisfactoriamente en los yacimientos Chihuidos de la Sierra Negra – Lomitas, Señal Cerro Bayo y Volcán Auca Mahuida de la cuenca Neuquina (Labayén et al. 2004 y 2005) y en las áreas de Manantiales Behr, Cañadón de La Escondida, Cañadón Perdido, Zona Central y Los Perales de la Cuenca del Golfo de San Jorge (Fasola et al. 2005 y 2008). Al caracterizar los fluidos presentes en los niveles analizados es posible establecer correlaciones laterales y verticales. Esto ayuda a determinar los mecanismos de llenado de las trampas, establecer los procesos de alteración sufridos por los fluidos en los reservorios o durante la migración y comprender, la interrelación de la arquitectura de los reservorios con la dinámica de los fluidos. La técnica analítica que se emplea para evidenciar cambios en los fluidos presentes en los reservorios es la cromatografía gaseosa capilar, la cual nos permite obtener la distribución de componentes de cada muestra de acuerdo con el número de átomos de carbono y a las características estructurales de los compuestos (hidrocarburos normales o parafinas y ramificados o isoparafinas). En el presente estudio se analizaron muestras de testigos de una corona pertenecientes a la Fm. Barrancas del pozo C-1 de la zona de oportunidad 6, con el objetivo de identificar variaciones verticales de los petróleos presentes en las zonas de interés reconocidas por coronas y los perfiles. Para estudiar estas muestras se emplearon un conjunto de técnicas con la idea de hacer una primera selección y posteriormente identificar las zonas de interés, donde se realizó una caracterización detallada de los petróleos presentes en las mismas. Las técnicas empleadas fueron

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Pirolisis (Rock Eval-2), Extractos de rocas (Soxhlet) y Cromatografía gaseosa capilar (GC-FID). Sobre un total de 25 muestras, se realizó primero la pirólisis (Fig. 7), observándose en algunas muestras una concentración importante y correspondencia de los hidrocarburos libres (S1) e hidrocarburos potenciales (S2), estos últimos se asociaron a petróleos pesados o bitumen presente en las muestras (Fig. 8). La presencia de dos tipos de hidrocarburos (libre y bitumen) en un reservorio se podría explicar cómo dos pulsos de carga.

Figura 7. Resultados de pirólisis en TC (Testigo Corona) y PC (Plug de Corona)

Figura 8. Relación entre los tipos de hidrocarburos (S1 y S2) de la pirólisis para cada una de las muestras analizadas. La flecha azul indica el sentido de aumento de dicha relación

En función de los resultados de la pirólisis se seleccionaron 14 muestras en las que se extrajo el petróleo presente en las mismas para posteriormente realizarles una caracterización por cromatografía gaseosa capilar. Los resultados de la extracción se muestran en la Fig. 9, donde se pudo observar rendimientos dispares, perteneciendo los mayores valores a aquellas

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muestras que mostraron mayores valores de S1 y S2 en la pirólisis (Fig. 10). Comparando estos datos con los de petrofísica y petrografía, se pudo observar que las mayores concentraciónes y tipos de hidrocarburos coincide con las mejores facies de reservorios (Ver más adelante, datos sedimentológico-petrográficos).

Figura 9. Resultados de extractos en rocas. EOM: Materia Orgánica Extraíble.

Figura 10. Correlación entre los rendimientos de la extracción con los tipos de hidrocarburos de la pirólisis (S1 y S2) y su correlación con facies reservorios vs. no reservorios

Los cromatogramas de estas 14 muestras también presentaron patrones cromatográficos diferentes, los cuales se asociaron a variaciones verticales dentro del reservorio (alteraciones primarias y secundarias) y no a su origen. Desde el punto de vista del origen y en función de la información brindada por biomarcadores, isotopos y patrones cromatográficos (distribución de iso y n-parafinas e isoprenoides) en los petróleos producidos en los yacimientos de la cuenca y extractos estudiados en esta corona, se pudo observar que todas las muestras poseen afinidad con la roca madre de la Fm. Cacheuta. Para poder comparar las muestras de extractos con las de petróleos de producción se empleó

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la relación Ph/nC18 y Pr/n17, donde se pudo observar esa filiación genética (Fig. 11 y 12). Solo se separan del grupo de muestras aquellas que presentaron menores valores de rendimiento en la extracción y de pirólisis y que en este estudio, se asociaron con sellos internos de la Fm. Barrancas.

Figura 11. Tipos de querógenos inferidos a partir de los ratios Ph/nC18 y Pr/n17 de la cromatografía.

Figura 12. Grafico estrella de relaciones entre datos de cromatografía, pirólisis y extractos.

A modo de resumen y a partir de la evaluación de los parámetros calculados con n- e isoparafinas, isoprenoides y la forma del fingerprint en petróleso, se determinaron las características geoquímicas de cada una de las muestras estudiadas, las cuales se clasificaron en tres grupos (Fig. 13): Grupo 1: Representado por fingerprints normales sin alteraciones y comparable con los petróleos producidos del reservorio Barrancas, Grupo 2: Caracterizado por un fingerprints que presente una doble moda, con una pérdida de hidrocarburos en el rango C18-24 y posiblemente asociado a una mezcla de petróleos. Grupo 3: Presentan características similares a los del grupo 1 pero se observa una pérdida de hidrocarburos en la fracción entre C13-16, posiblemente asociado a procesos de evaporación.

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Figura 13. Tipos de patrones cromatográficos reconocidos en las muestras analizadas.

La integración de los datos de pirólisis, extractos de petróleos y cromatografía gaseosa en profundidad, permitió evidenciar variaciones verticales en los petróleos, reconociéndose sectores de reservorios e intrasellos y por lo tanto la existencia de compartimentos verticales dentro de la Fm. Barrancas (Fig. 21) que permitió una evolución temporal desigual de los mismos con grado variable de alteración. Análisis e interpretación de datos sedimentológicos: Se realizó el estudio sedimentológico, petrográfico y diagenético de 27,30 m de corona del Pozo C-1 con la finalidad de determinar el control que las facies, el ambiente de depositación y la historia diagenética de las rocas ejercen sobre las propiedades petrofísicas. En la figura 15 puede verse el perfil Tipo Selley esquemático de la corona de la cual se tomaron los datos para este estudio (geoquímica, resonancia magnética nuclear (RMN), petrofísica básica y especial, cortes delgados para petrografía, difracción de rayos X (DRX) y microscopía electrónica de barrido (MEB). Se realizó la descripción petrográfica de 12 secciones delgadas y el análisis mediante DRX de 12 muestras y Microscopio electrónico de barrido (MEB) de 9 muestras. La porosidad se describió siguiendo la clasificación de Schmidt y Mc Donald (1979). Para el análisis petrográfico las muestras fueron impregnadas con resina color azul, y teñidas con alizarina. La descripción de los cortes petrográficos fue realizada mediante microscopio óptico trinocular siguiendo la metodología del software Petroledge de Endeeper y realizando una cuantificación visual de los componentes. Las muestras se clasifican según Folk et al (1970) composicional y McBrian (1963). Para el análisis de

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Microscopía Electrónica se registraron imágenes mediante SEM y espectros de energía dispersiva de rayos X. Características sedimentológico/petrográficas de la Formación Los depósitos del intervalo analizado de la Fm. Barrancas corresponden a conglomerados a gravas con matriz arenosa y arcillosa de tipo infiltrada; areniscas conglomerádicas a areniscas gruesas clasto-sostén con escasa matriz arcillosa recristalizada de tipo pseudamotriz; areniscas medias a finas clasto-sostén con arcillas solo como recubrimiento de grano y areniscas finas con matriz arcillosa e intercalaciones de vaques y fangolitas. Estas sedimentitas se depositaron por procesos de “gravity flows”; “stream flows”, “sheet floods” y “mudflows” e integran cuatro asociaciones de facies (Fig. 15): 1. Canales mayores; 2. Canales menores 3. Planicie aluvial 4. Avenidas no canalizadas La facies de canales mayores con base erosiva está conformada por un stacking de litofacies tractivas similares a las de los canales menores con intercalaciones de flujos densos gravosos y areniscas con estructuras de corte y relleno. Las cuatro asociaciones de facies fueron depositadas en ambiente continental fluvio-aluvial de clima árido y conforman dos secciones (Fig. 15): Sección Inferior: granocreciente coincidente con la carrera #2 Integrada por facies gravosas a arenosas de canales menores, facies de fangolitas y vaques de planicies interdistributaria bioturbada y facies conglomerádicas a arenosas de canales mayores. Sección Superior: granodecreciente coincidente con la carrera #1 separada de la sección Inferior por 6,3 m (Fig. 15). Comprende facies de canales menores, facies fangosas a arenosas bioturbadas de planicie aluvial y facies arenosas de avenidas no canalizadas (“Sheet flood”) hacia el techo. La facies de canales menores de esta última secuencia es similar a la de la secuencia inferior, pero de menor granulometría, en general es menor el espesor de gravas con estratificación en artesa y son más abundantes y espesas las areniscas. En relación al ambiente de depositación la secuencia inferior correspondería a una posición más proximal en el sistema fluvio-aluvial, mientras que la superior se encontraría en una posición más distal, por lo que la sección superior presenta menor granulometría y mejor selección que la sección inferior (Fig. 15). Las muestras de la sección superior corresponden en general a litoareniscas feldespáticas, mientras que las muestras de la sección inferior corresponden a litoareniscas y litoareniscas feldespáticas conglomerádicas a gravas con pobre selección.

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Figura 15 A) Perfil Selley corona Pozo C1-B) Fotografía de algunas de las facies descriptas; B) Asociaciones de facies interpretadas; C) Paleoambientes interpretados; D) Arreglo de facies en el pozo.

Cabe considerar que los depósitos de flujos densos podrían corresponder a partes de un abanico aluvial o a desbordamientos de sistemas fluviales de alta energía, disyuntiva difícil de solucionar mediante el análisis de un testigo corona que no permite contemplar las variaciones laterales de las litofacies. Respecto de la geometría de los cuerpos arenosos para las facies de canales menores se infieren formas lenticulares enmarcadas por depósitos finos (sellos) de planicie aluvial, cuyos tamaños dependerían de la envergadura de los canales que las originaron. Para las facies de avenidas no canalizadas las formas serían tabulares amalgamadas o separadas por espesores menores de sedimentitas finas y corresponderían a desbordamientos en una planicie de inundación fluvial o a “playa lake distal”.

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En la corona existen intervalos impregnados por HC correspondientes a las facies de avenidas no canalizadas y canales menores de la sección superior; intervalos con HC y pirobitumen, equivalentes a las muestras de Grupo 3 determinadas por geoquímica que corresponden a la facies de canales menores de la sección inferior y zonas no impregnadas correspondientes a la facies de canal y a la facies de planicie interdistributaria. Los porcentajes de cada uno de estos intervalos se representa en la Figura 16.

Figura 16. Calidad de reservorio, ponderación de espesores con impregnación.

Las mejores condiciones de reservorio según el análisis sedimentológico y los datos de petrofísica, corresponden a la sección superior a las facies de canales menores y avenidas no canalizadas, siendo subordinadas las condiciones de reservorio de las facies de canales menores de la base de la sección inferior y el techo de la facies de canales mayores de la misma carrera. Esto se contrapone a lo esperable según las características granulométricas de las facies y su porosidad inicial, pero se explica por las diferencias en la historia diagenética de las dos secciones (Fig. 17 y 18).

Figura 17 Gráfico de barras de los parámetros petrofísicos de las muestras presentado según profundidad y facies a la que corresponden.

La diferencia más importante es la presencia de óxidos en la sección inferior, matriz infiltrada de tipo arcilloso y bitumen como cemento tanto en poros como recubriendo fracturas. Las

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arcillas infiltradas ocluyen poros y el bitumen compartimentaliza poros y cierra gargantas porales disminuyendo las condiciones como reservorio de la roca de este intervalo (Fig. 18 y 19). Otra diferencia entre ambas secciones está en la composición de las arcillas predominantes, según DRX y el análisis mediante MEB en la sección superior predomina Clorita e Illita, mientras que en la inferior Illita / Esmectita e Illita (Fig. 18 a 20). Es notorio además la disminución de la densidad en las muestras de la base de los depósitos de canal y en los canales menores de la sección inferior.

Figura 18. Tabla con el tipo de arcillas, contenido de bitumen y cementos de cuarzo y feldespato, reconocidas en las diferentes muestras mediante MEB.

Figura 19. Microfotografías de la secuencia diagenética Fm. Barrancas bitumen en poro, imagen obtenida del análisis con microscopio electrónico de barrido

Integración de los datos Como se mostró anteriormente, las diferencias encontradas tanto a nivel geoquímico (grupos de signaturas distintas) como a nivel de microfacies (porcentajes de arcillas, óxidos e impregnación con bitumen) evidencian una evolución distinta para las secciones Inferior y Superior. Las características distintivas de cada una de las secciones pueden observarse al ver toda la información integrada (Fig. 21). Los procesos diagenéticos alcanzados en ambas están marcados por la impregnación temprana de HC en los sedimentos de la facies de canales mayores en la sección inferior (de granulometrías más gruesas y hasta el momento más porosas).

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Figura 20. Gráfico de barras en profundidad y según facies con los resultados del análisis por DRX .

La secuencia temporal de los procesos podría explicarse de la siguiente manera: La migración del primer pulso de petróleo se produjo cuando las arcillas habían alcanzado a recristalizar a Illita previamente a la formación de Clorita (Fig. 22). El hidrocarburo de un primer pulso habría inhibido la continuidad de los procesos diagenéticos en esos depósitos. Con posterioridad o en forma simultánea, la formación de clorita se culminó en las facies más finas de menor calidad de Canales menores y avenidas no canalizadas de la sección superior. Las variaciones en los valores de densidad de las muestras se deben a características composicionales, mayor porcentaje de fragmentos líticos de ignimbritas en los intervalos con menor densidad, pero también a cambios diagenéticos. Las muestras con menor densidad presentan mayor disolución de granos de feldespatos. La disolución se produjo previamente a la migración del hidrocarburo del primer pulso. Este fue degradado posteriormente, esto se evidencia por la presencia de pirobitumen en poros intragranulares de feldespato, dando como resultado los petróleos con signaturas de tipo 3 (Fig. 20 y 21) Posteriormente un segundo pulso, con signaturas de tipo 1 habría sido alojado en las facies que no presentaban bitumen (de canales menores y avenidas), preferentemente en la sección superior. CONCLUSIONES E IMPACTO Los datos geoquímicos muestran diferencias claras en los contenidos entre hidrocarburos libres (S1) e hidrocarburos potenciales (S2), estos últimos relacionados a intervalos con bitumen. Esto puede explicarse como dos pulsos de carga, pero provenientes de un mismo origen. Se puede subdividir según sus características cromatográficas a las muestras en 3 grupos: 1) Petróleos normales, 2) Sellos, y 3) Petróleos con pérdida de livianos. Las mismas poseen una

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distribución vertical significativa en la Formación, correlacionable a determinadas características texturales. Desde el punto de vista sedimentológico/diagenético, la formación se puede subdividir en dos secciones, coincidentes con las carreras 1 y 2, cada una de ellas posee características particulares. La impregnación inicial por hidrocarburos de las zonas con mayor porosidad y granulometría (sección inferior) habría generado una disminución en las condiciones de la roca como reservorio. El posterior pulso de carga habría impregnado las facies arenosas más distales (de menor granulometría de la sección superior). Frente a la dinámica del campo, una vez puesto en producción y frente a los fluidos de inyección, muchos de los depósitos definidos como reservorio a escala mesoscópica en realidad habrían funcionado como barreras frente a un segundo pulso a escala micro. Esto podría haber alterado en parte la distribución de fluidos de inyección y por ende, las zonas con petróleo sin barrer.

Figura 21. Integración de todos los datos analizados (corona, perfil, petrofísica, DRX, y geoquímica)

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Muchos de los procesos descriptos ocurren a escala microscópica, pero deben tenerse en cuenta al momento de realizar una caracterización full field. Al mismo tiempo y más allá del carácter 1D del análisis realizado, las variaciones observadas podrían extrapolarse y explicar las variaciones en las propiedades físicas de los petróleos que han sido observadas en otras áreas del campo. Se recomienda extender esta metodología de estudio a esas áreas para lograr un mejor entendimiento de los resultados de los pozos que ya se han perforado y de los pozos a perforar, esto permitiría además una selección optimizada de los intervalos a punzar.

Figura 22. Secuencia diagenética correspondiente a ambiente continental de clima seco con desarrollo de suelo y evolución de los pulsos

AGRADECIMIENTOS Se agradece a YPF S.A y a YTEC por permitir la publicación del trabajo y a toda la gerencia de estudios de subsuelo EOR por sus enriquecedoras observaciones. REFERENCIAS Y BIBLIOGRAFIA Estudios de Caracterización de Corona Yacimiento:

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