Tight SandIAPG-Jornadas Técnicas 2008Ejemplo: Cuenca de Burgos (México)
2
• Introducción
• Cuenca de Burgos (México)
• Comparación de Desarrollo – Tight Sand vs. Convencional
Indice
3
CUENCA DE BURGOS
Producción de Gas
Enero 1997 : 420 MMpcd
Enero 2007 : 1440 MMpcd
Pozos por año 570
EUR: 21 TCF (1-1.5 BCF por pozo)
Reservas (31-12-06) 5.4 TCF
Como se Logra?
•Mejoras tecnológicas
Sismica 3D
Fracturas
•Mejora en El Precio del Gas
•Perforación de Pozos Exploratorios y Desarrollo
Cuenca de Burgos (México)
4
CORRELACION DE PLAYS BURGOS - TEXAS
4
MEXICO
USA
UBICACIONBLOQUES 4, 7 y 8
5
COLUMNA ESTRATIGRAFICA- CUENCA DE BURGOS
EJEMPLO PERFIL DE POZO TIPO
Ew-60
Ew-30
Ew-20
Eq-3
Eq-5
Ems-12
Ems-14
Weches
Mount Selman
Wilcox
Ems-17
Ew-15?
?
?
?
?
PORCION DE LA COLUMNA GEOLOGICA QUE AFECTA EL BLOQUE MISION
6
Que define una Arena Gasífera de baja Permeabilidad (Tight Gas Sand)?
•Areniscas con permeabilidad menor a 0.1 mD
•Conocidas por sus importantes volúmenes de gas
•La porosidad almacena el gas y la permeabilidad permite que se produzca
•No pueden ser producidas en forma económica sin tratamientos de estimulación masivos
•El Desafío
• Cuanto gas in place tenemos ?
• Como puede ser producido ?
• Será Económico?
Introducción
7
Cuenca de Burgos (México)
Historia de Producción de Gas
53 67148 186
240
409 401
562 583 615565 570
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Año
Gas
to M
Mp
cd
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Pre
cio
del
Gas
US
$/M
pc
Prod de Gas Pozos/Año Precio del Gas
8
Línea E-O
Ejemplo Cuenca de Burgos (México) – Campo Arcabuz
Clave la Aplicación de Alta Tecnología en Estudios
9
Campo Arcabuz
REFERENCIAS POZO PERFORADO 04-06
POZO PERFORADO 2007 POZO PROPUESTO2008
-2750
-2750
-2700
-2700
-270
0
-2700
-2650
-2850
-2800
-280
0
-2900
-290
0-2
850-2
800
-275
0-2
700
-280
0
-295
0
-295
0-2750
-275
0
-275
0
-2750
-2550
-255
0
-2800
-2800
-2850 -275
0-2850
-28 5
0
-295
0
-2950
-295
0
-2900
-290
0
-2600
-260
0
-2600
-2600
-260
0
-2950
-2800
-270
0
-2850
-2850-2900
-290
0
-2900
-2800
-280
0
-2650
-2650
-2950
-275
0
-2950
-3000
-3000
-2650
-265
0
-2650
-2650
-2800
-2900
-290
0
-290
0
-3050-2800
-285
0
-280
0
-285
0
-2850
-2850-2850
-2850
-2900
-2900
-290
0
-280
0
-285
0
-2950
-2950
-2800
-2950
-295
0
-3000
-3000
-2850
-285
0
-290
0
-3050
-295
0
-290
0
-280
0
-3000
-2850
-2850
-2900
-2850
-3000
-3000
-2900
-2950
-3050
QUI-1
QUI-5
QUI-6
QUI-20
QUI-1109
QUI-1116
ARC-403 dir
ARC-404 dir
ARC-405 dir
ARC-408 dir
ARC-409
ARC-410
ARC-411
ARC-412
ARC-413
ARC-431
ARC Norte A
ARC Norte B
ARC Norte C
ARC-420
ARC-421
ARC-422
ARC-423
ARC-424
ARC-427
ARC-428
ARC-450
ARC-451
ARC-452
ARC-453
ARC-454
ARC-323
ARC-327 dir
ARC-328ARC-329 dir
ARC-331
ARC-333
ARC-334
ARC-335
ARC-336
ARC-400 dir
ARC-401
ARC-402
ARC-406
ARC-407
ARC-414
ARC-501
QUI-1117_Def
QUI-1117_19_04
QUI-prof E
QUI-prof D
QUI-prof C
QUI-1120s
QUI-1120
QUI-1120 A
QUI-1120 B
QUI-1120 C
QUI-1120 D
ARC-425
ARC-426
Z: -2562.80Z: -2562.80
Z: -2550.02Z: -2550.02
Z: -2546.49
Z: -2528.20
Z: -2518.17
Z: -2535.93
Z: -2567.26
Z: -2494.80
Z: -2485.37
Z: -2510.02
Z: -2506.34
Z: -2503.91
Z: -2511.62
Z: -2639.04
Z: -2525.90
Z: -2532.29
Z: -2523.80
Z: -2715.35
Z: -2783.70
Z: -2664.73
Z: -2797.11
Z: -2710.49
Z: -2657.90
Z: -2670.25
Z: -2636.46
Z: -2609.23
Z: -2689.11
Z: -2744.83
Z: -2697.79
Z: -2872.76
Z: -2705.09
Z: -2839.49
Z: -2841.19
Z: -2887.93
Z: -2879.34
Z: -2904.67
Z: -2792.21
Z: -2801.05Z: -2837.17
Z: -2854.36
Z: -2955.95Z: -2895.98
Z: -2828.72
Z: -2840.18
Z: -2870.77
Z: -2792.10
Z: -2729.00
Z: -2991.24
Z: -2656.49
Z: -2641.46
Z: -2632.71
Z: -2338.50
Z: -2797.19
Z: -2879.28
Z: -2507.81
Z: -2530.06
Z: -2288.00
Z: -2873.53
Z: -2804.34
Z: -2803.40
Z: -2751.98
Z: -2769.09
Z: -2721.81
Z: -2867.00
Z: -2890.00
Z: -2829.50
Z: -2786.56
Z: -2806.07
Z: -2818.57
Z: -2834.36
Z: -2832.82
Z: -2777.78
Z: -2813.13Z: -2854.18
Z: -2830.70
Z: -2791.24
Z: -2782.43
Z: -2878.47
Z: -2808.95
Z: -2828.13
Z: -2775.25
Z: -2752.25
488400 488800 489200 489600 490000 490400 490800 491200 491600 492000 492400 492800 493200 493600 494000
488400 488800 489200 489600 490000 490400 490800 491200 491600 492000 492400 492800 493200 493600 494000
2893500
2894000
2894500
2895000
2895500
2896000
2896500
2897000
2897500
2898000
2898500
2899000
2899500
2900000
2900500
2901000
2901500
2902000
289
3500
289
4000
289
4500
289
5000
289
5500
289
6000
289
6500
289
7000
289
7500
289
8000
289
8500
289
9000
289
9500
290
0000
290
0500
290
1000
290
1500
290
2000
0 250 500 750 1000 1250m
1:25000
-2500-2600-2700-2800-2900-3000-3100-3200-3300-3400-3500-3600-3700
depth
Campo Arcabúz - Quitrín
País
Bloque
Línea punteada: Estructura (mbnm)
Mexico
Mision
Estructural Ew-3
Pozos Perforados 25
Producción Inicial de Gas 2-3 MMpcd
Reserva por pozo 2 BCF
Profundidad 3300/3500 m
Zonas Terminadas (C/Fracturas) 2
Bolsas por fractura 3500/4000
Costo del Pozo 6.8 MMus$
Ejemplo Cuenca de Burgos (México) – Campo Arcabuz
10
Ew-6
Ew-4
Ew-3
Ew-2B
Ew-2
Ew-1
Ew-1C
Ew-3
Hu: 14 m
Phi: 16 %
Sw: 46 %
K: 0.04 – 0.08 md
Ew-4
Hu: 9.2 m
Phi: 13.6 %
Sw: 55 %
K: 0.02 md
Ejemplo Cuenca de Burgos (México) – Campo Arcabuz
Descripción de los Reservorios Principales
11
TR 9 5/8”, 36 lb/ft,
J-55, BCN @ 155m
TR 7”, 26 lb/ft, N-80, BCN
Zapata @ 1723.0 m
TR: 3 ½”, 9.3 lb/ft, N-80, 3321.6 m
P. Final. 3324 m
ARCABUZ
3188- 3200 m, W-4
2945-2956 m ,W-3
desviación: 241° 438 m
438.63 m
3302.2 m
Ejemplo Cuenca de Burgos (México) – Campo Arcabuz
Diseño de Pozo
0
0.5
1
1.5
2
2.5
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Meses
Gas
to (
MM
SC
Fd
)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
Gas
Cu
m(B
CF
)
Gas Cum 1.7 BCFQgi= 2.2 MMSCF/D
Mes 64
D1 y.e.= 70%D2 y.e.= 26%
Pozo TipoARC-501
ARC-414
ARC-407
ARC-406
ARC-402
ARC-401
ARC-400 dir
ARC-336
ARC-335
ARC-334
ARC-333
ARC-329 dirARC-328
ARC-327 dir
ARC-455
ARC-454
ARC-453
ARC-452
ARC-451
ARC-450
ARC-424
ARC-423
ARC-422
ARC-421
ARC-420
ARC Norte C
ARC Norte B
ARC Norte A
ARC-413ARC-413 d
ARC-431
ARC-411
ARC-410
ARC-409
ARC-408 dir
ARC-405 dir
ARC-404 dir
ARC-403 dir
QUI-1117
QUI-prof B
QUI-prof D
QUI-prof C
QUI-1117vert
QUI-1116
QUI-1109
QUI-1108
QUI-1102
QUI-20
QUI-6
QUI-5
QUI-4
QUI-1
QUI-prof E
487600 488000 488400 488800 489200 489600 490000 490400 490800 491200 491600 492000 492400 492800 493200
487600 488000 488400 488800 489200 489600 490000 490400 490800 491200 491600 492000 492400 492800 493200
28940002894500
28950002895500
28960002896500
28970002897500
28980002898500
28990002899500
29000002900500
29010002901500
29020002902500
2894
000
2894
500
2895
000
2895
500
2896
000
2896
500
2897
000
2897
500
2898
000
2898
500
2899
000
2899
500
2900
000
2900
500
2901
000
2901
500
2902
000
2902
500
0 250 500 750 1000 1250m
1:25000
Campo Arcabúz
ComplejidadSuperficial
Locación 250Perforación 4,600Terminación 750Fracturas 1,200Total 6,800
Costo del Pozo (Mus$)
12
Fractura Hidraúlica –Campo Arcabuz- Ew-3-(Nov 2006)
13
Historia de Producción
EUR 2.0 BcfGcum 0.8 Bcf
0
1
2
3
4
5
6
Nov-2006 May-2007 Dec-2007 Jun-2008 Jan-2009 Jul-2009 Feb-2010 Sep-2010
Gas
to (
MM
scf/
d)
14
PRONOSTICO DE PRODUCCION - YACIMIENTO TIPO 100 BCF
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
AÑO
Pro
du
cció
n d
e G
as (
Mm
3/d
)
0
10
20
30
40
50
60
70
Poz
os P
erfo
rad
os
Convencional (6 pozos, Qi= 250 Mm3/d,Gp promedio = 472 MMm3/pozo)
Tight Sand (65 pozos, Qi= 85 Mm3/d,Gp promedio = 44 MMm3/pozo)
Tight Sand
Convencional
Comparación de Desarrollo - Tight Sand vs. Convencional
Nota: Los Yacimientos Tight Sand son de gas
seco, en cambio los convencionales producen
condensado asociado
15
HISTORIA DE PRODUCCION- BLOQUE MISION.
Producción MS
0
10
20
30
40
50
60
70
80
01-Jan-04 31-Dec-04 31-Dec-05 31-Dec-06 31-Dec-07
Ga
sto
(M
Ms
cf/d
)