OPTIMIZACIÓN DEL PROCESO
DE FRACTURAS
EN UN RESERVORIO
NO CONVENCIONAL
VOLCANO CLÁSTICO
E. d’Huteau; R. Ceccarelli, Repsol YPF; F. Cafardi, Schlumberger
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ÍNDICE

Ubicación geográfica

Conceptos originales

Completación

Estrategia de Punzados

Agente de sostén

Análisis de minifracs

Evaluación de las fracturas

Datos de producción

Consideraciones sobre perfiles de imágenes

Conclusiones
Pág. 2
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
CHIHUI
DO
P.
HERNA
NDEZ
Bandurria
Cruz de Lorena
La Calera
Loma Campana
LOMA
LA
LATA
Coirón Amargo
Sierras Blancas
Lago Los
Barreales
Fortín de Piedra
Mata Mora
Lago Mari Menuco
Barrosa – Toledo
(Cupen Mahuida)
Meseta Buena
Esperanza
Loma La Lata – Sierra
Barrosa
Aguada
Baguales
20 Km
Lindero
Atravesado
Los Bastos
Agua del Cajón
Pág. 3
COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
Profundidad en el área de
Cupén Mahuida:
3100 a 3800 mbbp
Brisson y Veiga, 1999
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DISEÑOS y CONSIDERACIONES ORIGINALES

Roca de origen volcánico con zonas alteradas que
actúan como reservorio.

Profundidad 3100 a 3800 m TVD.

Porosidad de 8 a 15%, baja permeabilidad de
matriz.

Por perfil el reservorio es “similar” a un clástico.

Generalmente se encuentra sobre presionado.
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Completación
Completación

Pozos verticales

Casing:
Exploratorios: 7” 32#/ft P110
Desarrollo:

Tubing

Zona de interés:
5” 18#/ft N80
3.5” 9.3 #/ft P110
3100 – 3800 m
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ESTRATEGIA DE PUNZADOS
Estrategia de punzado
El sistema de punzados es seleccionado por
las restricciones en el Tubing.

Cañón: 2” - 6.5 gr - 6 spf - 60°

Por simulación, diámetro del agujero en
casing de 5”:
Angle
(deg)
0
60
120
180
240
300
Average
Clearance
(in)
2.28
1.47
0.33
0.00
0.33
1.47
0.98
Total Pen
(in)
7.17
9.27
12.80
12.77
12.80
9.27
10.68
Form Pen
(in)
5.06
7.16
10.69
10.66
10.69
7.16
8.57
Form Dia
Csg EH Dia
(in)
(in)
0.32
0.15
0.38
0.18
0.46
0.22
0.48
0.23
0.46
0.22
0.38
0.18
0.43
0.19

Diámetro promedio en Csg: 0.19”

Diámetro mínimo en Csg:
0.15”
Maximum, Recommended and Minimum Perf Diameter
0.25
Perforation Diameter (inch)

0.20
0.15
0.10
Worst Scenario (6 x Max particle size) SHOULD NOT NEED TO DESIGN
LARGER THAN THIS
0.05
Recommended* Based on 8 x Mean size - Safety factor of 33%
Gruesbeck/Collin (6 x Mean size) DO NOT GO SMALLER THAN THIS
because it has no safety factor
0.00
0
2
4
6
8
10
12
14
Proppant Concentration (ppa)
Sinterball 20/40
Pág. 7
ESTRATEGIA DE PUNZADOS
Para casing de 7” es necesario modificar la estrategia de
punzado o cambiar el agente de sostén.
Concentración de Agente de Sosten en Formación [ppg]
20
Casing 7”
18
Casing 5”
16
14
12
8
6
4
Slug 1 PPA
TCP y 30/50
10
2
F-26
F-25
F-24
F-23
F-22
F-21
F-19
F-18
F-17
F-15
F-14
F-13
F-12
F-11
F-10
F-09
F-08
F-07
F-06
F-05
F-04
F-03
F-02
F-01
0
Pozos
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AGENTE DE SOSTÉN
•
Por la presión de confinamiento se utiliza Sinterball
20/40.
•
Las cantidades bombeadas (no diseño) varían de 500 a
2000 bolsas/frac.
•
Debido a la falta de barreras hay un fuerte crecimiento
fuera de la zona de interés. Entonces el espesor neto no
es el factor dominante para el cálculo del agente de
sostén. Se diseñó 1500 a 2000 bolsas por capas.
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ANÁLISIS DE MINIFRAC

70% de los minifracs muestran un evidente comportamiento de
“pressure dependent leak-off” (PDL).

Pfo ~200 psi > Pc (shmin)
Pfo
Pc
Pfo
Pc
Pág. 10
ANÁLISIS DE MINIFRAC

70% de los minifracs muestran un evidente comportamiento de
“pressure dependent leak-off” (PDL).

Pfo ~200 psi > Pc (shmin)

Se observa este comportamiento aún en zonas donde no se
detectan fracturas en perfil de imágenes.

Se observa también el efecto de “height recession”
Pág. 11
EVALUACIÓN DE LAS FRACTURAS
Se analizaron solo las fracturas en casing de 5”:

No se observa contención en altura de las fracturas.
•

Coincide con la interpretación de mecánica de roca.
Screen Out: 40% de las operaciones
•
•
•
No hay TSO
La presión neta es afectada por los cambios de concentración =>
restricciones cerca del pozo.
Los screen out pueden ser relacionados con la calidad del reservorio.
Pág. 12
Evaluación de las Fracturas - Pnet
Pág. 13
DATOS DE PRODUCCIÓN
Pozos
Producción vs. Bolsas de Proppant
C-2
700 sx
C-1
2103
B-3
450 sx
B-2
0 sx
B-1
2215 sx
A-2
1396 sx
450 sx
A-1
0
100
200
300
Producción [Mm 3/d]
400
500
600
Pág. 15
Identificación de dif. tipos de reservorio
Brechas tobáceas / Flujo piroclástico grueso
Condiciones de Reservorio A
Pág. 16
Identificación de dif. tipos de reservorio
Brechas tobáceas / Flujo piroclástico grueso
Condiciones de Reservorio B.
Pág. 17
Identificación de dif. tipos de reservorio
Colada fracturada
Coladas
Brechas
Coladas
Tobas y
brechas
Flujos piroclásticos
Condiciones de Reservorio C.
Pág. 18
CONCLUSIONES DE OTROS ESTUDIOS

Las mejores producciones se relacionan con zonas
con buena porosidad de matriz y con presencia de
fracturas, comprobadas por las interpretaciones de
imagen y datos de ingeniería. (A)

Los pozos estériles o de baja productividad se
relacionan con baja porosidad y permeabilidad de
matriz, aunque presenten niveles fracturados . (C)

Los niveles con producciones intermedias se
relacionan con buena porosidad y permeabilidad de
matriz y sin participación de fracturas . (B)

Los depósitos piroclásticos son los mejores
reservorios primarios, las coladas volcánicas pueden
constituir buenos reservorios si están fracturados.
Pág. 19
CONCLUSIONES

A la interpretación normal de perfiles, se debe adicionar la
interpretación de perfiles de imágenes y sónico dipolar para la
cuantificación de fisuras y para definir los intervalos productivos.

Hacer un test de inyectividad para determinar el comportamiento
PDL: Mini-fall off cuando es posible, minifrac siempre.

Bombear agente de sostén de malla 100, u aditivos con funciones
equivalentes, durante el colchón para reducir el efecto de las
fracturas naturales.
En condiciones “B” y “C” diseñar tratamientos con etapas largas a
concentraciones de 6 a 8 PPA. Terminar con una corta etapa a 10
PPA.
En condiciones “A” diseñar tratamientos con etapas hasta
concentraciones de 12 PPA.
Buscar un arenamiento sobre el final de la ultima concentración para
asegurar buena conductividad en el NWB.



Pág. 20
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Experiencia de fracturas en Precuyano