Miguel Lavia 2ª Jornadas Técnicas Sobre Acondicionamiento del Gas Natural

1. Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca NeuquinaOportunidades de Exploración Miguel Lavia 2ª Jornadas Técnicas Sobre Acondicionamiento del Gas Natural IAPG - Ciudad de El Calafate - 30 de Septiembre al 3 de Octubre de 2008

2. Desarrollo del Tight Gas en la Cuenca Neuquina • AGENDA • Introducción • Descripción de los Reservorios • Producción y Reservas • Lecciones Aprendidas • Oportunidades de Exploración • Conclusiones

3. Matriz Energética

4. Oferta y Demanda de Gas en Argentina • Cambio de Escenario Exportador a Importador • Costos de Importación del Gas • Accesibilidad al Gas Fuente – 2003 Secretaría de Energía - 2025 Proyección del FEDN - 2006

5. Producción de Gas en USA OGJ Unconventional Gas Article # 1 Final – V. Kuuskaa-July 2007

6. Pronóstico de Gas No Convencional en USA 30% 9% 4% OGJ Unconventional Gas Article # 6 Final – V. Kuuskaa et al.-July 2007

7. Ubicación de las Operaciones y del Tight Gas JAGUEL DE BARA NEUQUEN RIO NEGRO JAGUEL DE LOS MILICOS MESETA BUENA ESPERANZA AGUADA VILLANUEVA AND DADIN LN NEUQUEN DEL MEDIO BAJO BAGUALES C CURA AC ASD EFO CUTRAL CO C CURA ASD ASD DOS HERMANAN DO HERMANAS ASD ASD 0 10 20 30 40 50 Kilometers ASD Noroeste Basin Cuyo Basin A Buenos Aires A Apache A Neuquen Basin Austral Basin A 500 Km

8. Proyectos de Tight Gas en AC - AND - ASD AND ANTICLINAL CAMPAMENTO PORTEZUELO

9. Formaciones Profundas Columna Estratigráfica

10. Producción de Gas de AC – PO - GU Perforación del Tight Gas

11. Caracterización de los Reservorios Nuestro Caso

12. Perfil Combinado POa-1001 Tope Conglom. 2570 m MD Flow x12mm Qg: 228,148 m3/d Pbd: 111 Kg/cm2 Tope Basam. 2595 m MD Flow x14mm Qg: 183,499 m3/d Pbd: 65 Kg/cm2

13. Reconocimiento de Campo e Imágenes de Volcanes Sistemas volcánicos Volcán Socompa Autobreccia en colada Ignimbritas

14. Caracterización - Porosidad - Efecto de la Presión

15. Caracterización - Permeabilidad - Efecto de la Presión

16. Fluidos del Reservorio Valores Promedio Densidad del Gas (aire=1) 0.7 Contenido de Metano 95 % Gravedad del Condensado 55 °API Salinidades del Agua 35 - 80 gr/lt (difíciles de muestrear)

17. Fluidos del Reservorio – Gas Seco

18. Caracterización de Reservorios Fracturados Geological Analysis of Naturally Fractured Reservoirs – R.Nelson

19. Ensayo de Presión – GU well Reservorio Doble Porosidad Límites una falla Skin - 2 Pi 4433 psia K.h 33 mdxm Rectáng. con un lado abierto

20. Alto de Fractura - Diseño vs. Efectiva Nuestro Caso B.Robinson et al.- Evaluating Fracture Stimulation – SPE49079

21. Largo de Fractura - Diseño vs. Efectiva Nuestro Caso B.Robinson et al.- Evaluating Fracture Stimulation – SPE49079

22. Variación del Caudal y de la Presión de Boca GU Well Fuerte Declinación Inicial del Caudal y de la Presión de Boca Pasan a Media Presión en menos de un año

23. Efectos de los Cierres y Cambios de Presión AC Well Los cierres periódicos de los pozos y la posterior apertura por orificio libre, inducen aumentos significativos de la producción de agua

24. Indicador de Producción Temprano

25. Cálculo de Reservas de Tight Gas Análisis Declinatorio Distribución Volumétrica Qg, MMscfd Balance de Materiales (restricciones) Curvas Tipo Modelos Mat.

26. Lecciones Aprendidas • En el Tight Gas no se pueden aplicar los mismos criterios que en los Reservorios Convencionales. • Trabajar con nuevas correlaciones de la sísmica 3D. • Caracterizar cada bloque, muestrear roca y fluidos, ajustar espaciamiento y tecnología a utilizar. • El Pre-Cuyo es la Formación con mayor potencial en las áreas analizadas.

27. Lecciones Aprendidas (cont.) • Perforaciones nearbalance con salmueras de KCl, polímeros PHPA y dirección vertical en las Formaciones de interés. • Control Geológico, Sónico de Onda Completa, Imágenes y Testigos Rotados para detectar los sweet spots, en general a menos de 100 m del tope de la Formación. • Fracturación a mayores caudales, con geles de alta viscosidad y bajo residuo. • Evitar ahogar al pozo y ponerlo a producir de inmediato.

28. Lecciones Aprendidas (cont.) • Estimar reservas tempranas, a través de Indicadores de la Producción. • Registrar caudales y presiones de boca para calcular reservas y detectar problemas en el pozo o en el reservorio. • Cuando creemos conocer bien un área, comenzamos a perforar pozos malos y hay que replantearse todo de nuevo. • El problema no reside en encontrar gas o no, sino en que el caudal sea comercial.

29. Proyecto Exploratorio del Tight Gas - Litología

30. Proyecto Exploratorio Tight Gas – Areas Potenciales 10km Al Norte De La Dorsal AL NORTE DE LA DORSAL AL NORTE DE LA DORSAL Portezuelo ANTICLINAL CAMPAMENTO ASD Yacimientos de Gas Areas Deep Gas Pozos > 2500m

31. Resumen de los ProyectosExploratorios a 3 años • Yacimientos 5 • Formaciones 4 • Pozos (#) 90 • Profundidad (mbbp) 2500 – 4000 • Porosidad (%) 4 – 11 • Permeabilidad (md) 0.001 – 0.1 • Reservas (MMm3) 5200 • Caudal Máx. de Gas (Mm3/d) 2500

32. CONCLUSIONES • Los volúmenes de los depósitos de Tight Gas pueden ser muy grandes, en comparación con los de los reservorios convencionales. • La exploración del Tight Gas involucra alta inversión y alto riesgo. • La implementación de la Resolución 24/2008 del Gas Plus podría abrir oportunidades para su exploración. • Debemos acceder a las nuevas tecnologías disponibles en otros países.

33. CONCLUSIONES (cont.) • Las Alianzas entre Cias. Operadoras, de Servicio y Universidades para desarrollar tecnología son exitosas en otros países y pueden serlo también en Argentina. • Se requieren Recursos Humanos altamente especializados, que trabajen en equipos multidisciplinarios, para poner en producción y convertir en Reservas los Recursos del Tight Gas.

34. MUCHAS GRACIAS ! Miguel Lavia 2ª Jornadas Técnicas Sobre Acondicionamiento del Gas Natural